malagueta, diego cunha. avaliação de alternativas para introdução

AVALIAÇÃO DE ALTERNATIVAS PARA INTRODUÇÃO DA GERAÇÃO

ELÉTRICA TERMOSSOLAR NA MATRIZ ENERGÉTICA BRASILEIRA

Diego Cunha Malagueta

Tese de Doutorado apresentada ao Programa de

Pós-Graduação em Planejamento Energético,

COPPE, da Universidade Federal do Rio de

Janeiro, como parte dos requisitos necessários à

obtenção do título de Doutor em Planejamento

Energético.

Orientador(es): Alexandre Salem Szklo

Ricardo Marques Dutra

Rio de Janeiro

Novembro de 2013

AVALIAÇÃO DE ALTERNATIVAS PARA INTRODUÇÃO DA GERAÇÃO



TESE SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DO INSTITUTO ALBERTO LUIZ

COIMBRA DE PÓS-GRADUAÇÃO E PESQUISA DE ENGENHARIA (COPPE)

DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS

REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE DOUTOR

EM CIÊNCIAS EM PLANEJAMENTO ENERGÉTICO.

Examinada por:

_______________________________________________

Prof. Alexandre Salem Szklo, D.Sc.

_______________________________________________

Dr. Ricardo Marques Dutra, D.Sc.

_______________________________________________

Prof. Roberto Schaeffer, Ph.D.

_______________________________________________

Prof. Sílvio Carlos Anibal de Almeida, D.Sc.

_______________________________________________

Prof. Neilton Fidelis da Silva, D.Sc.

_______________________________________________

Dr. Leonardo dos Santos Reis Vieira, D.Sc.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASIL

NOVEMBRO DE 2013

iii

Malagueta, Diego Cunha

Avaliação de Alternativas para Introdução da Geração

Elétrica Termossolar na Matriz Energética Brasileira / Diego

Cunha Malagueta - Rio de Janeiro: UFRJ/ COPPE, 2013.

XVIII, 187 p.: il.; 29,7 cm.

Orientadores: Alexandre Salem Szklo


Tese (doutorado) – UFRJ / COPPE / Programa de

Planejamento Energético, 2013.

Referências Bibliográficas: p. 160-170.

1. Concentrados Solares. 2. Geração Elétrica. 3.

Simulação Computacional. I. Szklo, Alexandre Salem et al.

II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE,

Programa de Planejamento Energético. III. Título.

iv

Dedico àqueles que foram importantes em

minha vida, mas a quem não mais posso

agradecer: Ademar, Gustavo, vó Luíza,

vô Geddelthi, “vó” Niobe, “vó” Rosa

e vô Waldyr.

v

AGRADECIMENTOS

Primeiramente gostaria de agradecer ao professor Alexandre Szklo, não apenas

pela orientação, mas também por ter sido visionário ao me sugerir o tema de estudo em

CSP, tecnologia na qual ele apostava, e que em poucos anos abriu muitas portas na

minha carreira. A primeira delas foi a bolsa de doutorado do Cepel/Eletrobrás e a co-

orientação do Ricardo Dutra, espero ter chefes tão íntegros e humanos como ele, muito

obrigado.

A Roberto Schaeffer, pelo aprendizado ao longo dos projetos acadêmicos nos

quais tive a oportunidade de participar.

Aos professores Sílvio Carlos e Neilton Fidelis e o pesquisador Leonardo Reis

por terem aceito o convite de participarem da banca.

À Coordenadoria de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) e

ao Cepel/Eletrobrás pelo apoio financeiro na forma de bolsa de estudo.

A todos os demais funcionários do PPE, em especial a Queila, Paulo e a sempre

atenciosa Sandrinha.

Aos meus colegas do PPE, Daniel Berrêdo, David, Gizele Borba, Isabela,

Larissa, Paulo, Pedro Rochedo, Rafael, Régis, Susi, Tatiana Valle, pelas ajudas técnicas

e pelas horas de confraternização. E aos do Cepel, Antônio Leite, Bruno Montezano,

Márcio Giannini, Patrícia Castro, Sérgio Melo, Vanjor Gomes.

A toda equipe e aos ex-alunos do Curso São Salvador, pelas primeiras

experiências que tive como professor.

A todos os meus amigos, em especial a Ana Lúcia Levy, Bruno Borba (amigo de

longa data com quem também tive a felicidade de trabalhar), Caio Manhães, Daniel

Stilpen, Felipe Bittencourt, Felipe Schatz, Gabriel Kitada, Mikael Virkki, Paulo

Agliardi, Pedro Esteban, Rafael Mello, Régis Barbosa, Rodolfo Campos, Sérgio

Mendes, Tatiana Crippa e Thiago Camargo.

Aos meus tios, Carlinhos e Ninfa e aos meus primos Rô e Dadá. E ainda a tia

Joana, tia Luisa, Manoel Luis, tia Regina e Nelson.

A minha noiva, Priscila Branco, pelo apoio e companheirismo diante dos

desafios ao longo da tese e pela fisioterapia quando a coluna não aguentava mais o

computador.

Ao meu irmão Manoel, o maior presente que minha mãe me deu (bom, esse

agradecimento então é a ela), que muito me ensina a pensar e refletir, sempre.

vi

E aqueles para os quais não tenho palavras para agradecer, minha avó Branca e

meus pais, Adir e Diana. Muito obrigado por tudo.

vii

Resumo da Tese apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários

para a obtenção do grau de Doutor em Ciências (D.Sc.).

AVALIAÇÃO DE ALTERNATIVAS PARA INTROUÇÃO DA GERAÇÃO



Novembro / 2013

Orientadores: Alexandre Salem Szklo


Programa: Planejamento Energético

A expansão de plantas CSP no mundo dos anos 2000 em diante ainda é pequena

perante o parque elétrico instalado mundialmente, mas aponta para um uso da energia

solar diferente dos consolidados painéis FV. A capacidade de armazenamento na forma

de calor é um dos grandes potenciais técnicos da tecnologia CSP, entretanto os custos

ainda não são competitivos. Os países referências no uso de CSP possuem políticas de

incentivo que remuneram o gerador a tarifas superiores às de mercado ou obrigam

distribuidoras a comprarem cotas de energia proveniente de energia solar. Assim, o

objetivo desta tese é avaliar a viabilidade técnica e econômica de diferentes arranjos de

plantas CSP no Brasil, tendo como sítio de análise a cidade de Bom Jesus da Lapa

(BJL) e propor as medidas de incentivo mais adequadas para cada caso de modo a criar

condições propícias para a entrada gradativa do CSP no Sistema Interligado Nacional

(SIN). O estudo fixa a tecnologia a ser estudada, os cilindro-parabólicos, e analisa

arranjos com armazenamento e hibridização com gás natural; hibridização com ciclo

rankine ou ciclo combinado; e um estudo de caso de uma planta de tri-geração

(eletricidade, refrigeração e calor) anexa a hospital proposto para BJL. As simulações

indicam que os custos nivelados de cada planta ainda não são comercialmente

competitivos e dependem de políticas específicas e investimentos em P&D para

estimular o setor.

viii

Abstract of Thesis presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the

requirements for the degree of Doctor of Science (D.Sc.).

EVALUATION OF ALTERNATIVES FOR SOLAR POWER ELECTRICITY

GENERATION IN THE BRAZILIAN ENERGY SYSTEM


November / 2013

Advisors: Alexandre Salem Szklo


Department: Energy Planning

The growth of CSP plants in the world since 2000 is still small compared to the

electrical power installed capacity, but it indicates a different use of solar energy when

compared to PV. One advantage of CSP plant is the possibility of energy storage, the

thermal storage system, but the costs of TES systems are still high.The countries with

CSP plants have specific policies that ensures either higher incomes for electricity

(feed-in tariff) or mandatory quotas that the market has to purchase no matter how much

the energy costs (usually a cap is defined). The thesis has two main objectives: to

evaluate technical and economical parameters of different types of CSP plants in Brazil;

and based on the simulations results, it proposes the proper politics incentives for each

arrangement. All the simulations are made to the same site, Bom Jesus da Lapa, the

better city in Brazil with available data. The study analyses plants with parabolic-

through collectors, with and without storage system (6 hours); hybridization with

natural gas, both in Rankine and Combined cycles; and also a case study of tri-

generation for a hospital proposed for BJL (providing electricity, cooling and heat). The

results indicate tha levelised costs are still higher than the prices negotiated in Brazilian

auctions. Therefore investments in R&D are still necessary and specific policies should

be created to assure the introduction and expansion of centralized solar power.

ix

ÍNDICE

INTRODUÇÃO .......................................................................................................................................... 1

1 – POLÍTICAS DE INCENTIVO A TECNOLOGIAS CSP NO MUNDO – EM ESPECIAL NA

ESPANHA E NA CALIFÓRNIA (EUA) .................................................................................................. 8

1.1 MECANISMOS ECONÔMICOS DE INCENTIVO A FONTES ALTERNATIVAS DE ENERGIA .......................... 8

1.2 O MODELO DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO .................................................................................. 11

1.3 MERCADO ELÉTRICO ESPANHOL ...................................................................................................... 13

1.3.1 – PRINCIPAIS AGENTES .................................................................................................................. 15

1.3.2 – HISTÓRICO DOS PLANOS E MEDIDAS PÚBLICAS DE INCENTIVO ÀS ENERGIAS RENOVÁVEIS NA

ESPANHA ................................................................................................................................................ 16

1.3.2.1 – LEI DO SETOR ELÉTRICO 54/1997 ............................................................................................ 17

1.3.2.2 – DECRETO REAL 2818/1998 ...................................................................................................... 18

1.3.2.3 – DECRETO REAL 436/2004 ........................................................................................................ 20

1.3.2.4 – DECRETO REAL 661/2007 ........................................................................................................ 23

1.3.2.5 – O FIM DA TARIFAÇÃO FEED-IN E RESUMO DAS LEIS ESPANHOLAS .......................................... 24

1.3.2.6 – P&D E OUTROS INCENTIVOS E SUBSÍDIOS ............................................................................... 28

1.4 O MERCADO ELÉTRICO DA CALIFÓRNIA ........................................................................................... 31

1.4.1 – A REESTRUTURAÇÃO DO MERCADO ........................................................................................... 31

1.4.1.1 – TRANSMISSÃO .......................................................................................................................... 32

1.4.2 – PRINCIPAIS AGENTES .................................................................................................................. 33

1.4.3 – BREVE HISTÓRICO DOS PLANOS E MEDIDAS PÚBLICAS DE INCENTIVO ÀS ENERGIAS RENOVÁVEIS

NA CALIFÓRNIA ...................................................................................................................................... 35

1.4.3.1 – PURPA .................................................................................................................................... 36

1.4.3.2 – RPS (RENEWABLE PORTFOLIO STANDARD) ............................................................................. 39

1.4.3.2.1 – ESTADOS UNIDOS – VISÃO GERAL ........................................................................................ 39

1.4.3.2.2 – RPS NA CALIFÓRNIA ............................................................................................................. 41

1.4.3.3 – P&D E OUTROS INCENTIVOS E SUBSÍDIOS ............................................................................... 43

1.5 COMPARAÇÃO ENTRE A ESPANHA E A CALIFÓRNIA .......................................................................... 49

2 – TECNOLOGIAS CSP ........................................................................................................................ 52

2.1 HISTÓRICO DA ENERGIA SOLAR TÉRMICA CONCENTRADA ................................................................. 52

x

2.2 COLETORES SOLARES ....................................................................................................................... 58

2.2.1 Concentradores Cinlíndricos-parabólicos .............................................................................. 60

2.2.1.1 Receptor ..................................................................................................................... 64

2.2.1.2 Mecanismos de Rastreamento .................................................................................... 64

2.2.2 Coletor Fresnel ....................................................................................................................... 65

2.2.3 Disco Parabólico .................................................................................................................... 66

2.2.4 Torre Central .......................................................................................................................... 68

2.3 SISTEMAS TÉRMICOS SOLARES ......................................................................................................... 70

2.3.1 Plantas de Concentradores Parabólicos .................................................................................. 70

2.3.2 Plantas de Torre Concentradora ............................................................................................. 76

2.3.3 Múltiplo Solar (MS), Capacidade de Armazenamento e Operação de uma Planta Solar ....... 78

2.4 PLANTAS SOLARES NO MUNDO ......................................................................................................... 80

3 – PROCEDIMENTO METODOLÓGICO ......................................................................................... 82

3.1 SAM (SYSTEM ADVISOR MODEL) ....................................................................................................... 82

3.2 ESCOLHA DA TECNOLOGIA CSP ........................................................................................................ 83

3.2.1 Cilindro-parabólico no SAM .................................................................................................. 84

3.3 RECURSO SOLAR NO BRASIL E ESCOLHA DA LOCALIDADE ............................................................... 84

3.4 IRRADIAÇÃO DE PROJETO E MÚLTIPLO SOLAR (MS) ........................................................................ 89

3.5 PLANTAS CSP ................................................................................................................................... 90

3.5.1 Escolha da potência da planta ................................................................................................ 90

3.5.2 Arranjo das plantas no SAM .................................................................................................. 91

3.5.2.1 Campo Solar ............................................................................................................... 92

3.5.2.2 Bloco de Potência....................................................................................................... 94

3.5.2.3 Armazenamento e Despacho ...................................................................................... 94

3.6 SIMULAÇÕES ..................................................................................................................................... 96

3.6.1 Modelagem financeira e de custos ......................................................................................... 96

3.6.1.1 Modelo Financeiro ..................................................................................................... 96

3.6.1.2 Custo dos componentes .............................................................................................. 98

3.6.2 Plantas CSP para Geração Elétrica Centralizada .................................................................. 100

3.6.3 Térmicas a Gás Natural Hibridizadas com CSP ................................................................... 100

xi

3.6.4 Tri-geração – Estudo de Caso de Hospital ........................................................................... 103

3.6.4.1 Hospital de médio porte em Bom Jesus da Lapa ...................................................... 103

3.6.4.2 Planta de tri-geração ............................................................................................... 105

4 – SIMULAÇÕES DE PLANTAS CSP EM BJL ............................................................................... 109

4.1 PLANTAS CSP PARA GERAÇÃO ELÉTRICA CENTRALIZADA .............................................................. 109

4.1.1 Bom Jesus da Lapa ............................................................................................................... 109

4.1.2 Modelo de Dimensionamento e Avaliação das Tecnologias CSP ........................................ 110

4.1.3 Resultados e discussões ........................................................................................................ 117

4.2 TÉRMICAS A GÁS NATURAL HIBRIDIZADAS COM CSP...................................................................... 125

4.2.1 Gás natural na Bacia do Rio São Francisco .......................................................................... 125

4.2.2 Modelos de plantas híbridas ................................................................................................. 127


4.3 TRI-GERAÇÃO – ESTUDO DE CASO DE HOSPITAL EM BOM JESUS DA LAPA ...................................... 136

4.3.1 Dimensionamento de hospital de médio porte em BJL ........................................................ 136

4.3.2 Modelos de plantas de tri-geração ........................................................................................ 138


CONCLUSÕES E PROPOSTAS DE TRABALHOS FUTUROS ...................................................... 156

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS.................................................................................................. 160

ANEXO I – ARTIGO 2 DO REAL DECRETO 2818/1998 ................................................................ 171

ANEXO II – CAPÍTULO 1, ARTIGO 2 DO REAL DECRETO 2366/1994 ..................................... 174

ANEXO III – TUTORIAL SOBRE O SAM VERSÃO 2011.6.30 ...................................................... 175

xii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 – Capacidade instalada de CSP em operação e projetada segundo plantas em

construção e em planejamento no mundo até 2015 ....................................................................... 2

Figura 2 – Expansão da geração de energia elétrica no mundo até 2050 por plantas CSP de

acordo com quatro diferentes cenários .......................................................................................... 3

Figura 3 – Expansão da geração de energia elétrica até 2050 por plantas CSP por região ........... 3

Figura 4 – Políticas de incentivo a fontes alternativas em função do estágio de amadurecimento

tecnológico .................................................................................................................................. 11

Figura 5 – Ambiente possíveis de contratação de geração elétrica no novo modelo institucional

do setor elétrico brasileiro. (Fonte: MME, 2003) ........................................................................ 13

Figura 6 – Diagrama de operação do mercado elétrica Espanhol ............................................... 15

Figura 7 – PSA ............................................................................................................................ 30

Figura 8 – IOUs da Califórnia ..................................................................................................... 35

Figura 9 – Estados norte-americanos com RPS ou metas não compulsórias .............................. 39

Figura 10 – Participação percentual de cada fonte na expansão de 1998 a 2009 provenientes de

RPS em alguns estados americanos ............................................................................................ 41

Figura 11 – Investimentos da CEC em P&D em energia solar térmica e fotovoltaica na

Califórnia..................................................................................................................................... 44

Figura 12 – Fornalha solar de Lavoisier (1774) .......................................................................... 53

Figura 13 – Coletor parabólico de uma impressora à energia solar (Paris, 1882) ....................... 54

Figura 14 – Concentrador parabólico de John Ericsson (1870) .................................................. 54

Figura 15 – Planta de bombeamento de águas do Nilo (Egito, 1913) ......................................... 56

Figura 16 – Planta Solar de Almería (PSA) ................................................................................ 57

Figura 17 – Concentrador parabólico .......................................................................................... 60

Figura 18 – Concentrador parabólico .......................................................................................... 61

Figura 19 – Desenho esquemático da concentração da radiação em um concentrador parabólico

..................................................................................................................................................... 61

Figura 20 – Rastreamento do sol no sentido leste-oeste ............................................................. 62

Figura 21 – Desenho esquemático do refletor linear Fresnel ...................................................... 66

xiii

Figura 22 – Refletor Fresnel ........................................................................................................ 66

Figura 23 – Esboço de um concentrador de disco parabólico ..................................................... 67

Figura 24 – Foto de um concentrador de disco parabólico ......................................................... 67

Figura 25 – Esboço de uma torre de concentração ...................................................................... 69

Figura 26 – Foto das torres de concentração PS10 e PS20 na Espanha ...................................... 70

Figura 27 – Sistema solar sem e com armazenamento ................................................................ 71

Figura 28 – Diferentes arranjos para integrar um sistema solar a um sistema convencional de

calor ............................................................................................................................................. 71

Figura 29 – Sistema solar de geração de eletricidade com armazenamento de calor .................. 73

Figura 30 – Sistema solar de geração de eletricidade com caldeira auxiliar ............................... 74

Figura 31 – Sistema solar de geração de eletricidade com armazenamento e opções de

queimadores auxiliares ................................................................................................................ 74

Figura 32 – Sistema solar de geração de eletricidade (geração de vapor diretamente nos

coletores) ..................................................................................................................................... 75

Figura 33 – Torre de concentração de receptor aberto (fluido aquecido: ar) .............................. 77

Figura 34 – Torre de concentração de receptor de volume fechado e pressurizado (fluido

aquecido: ar) ................................................................................................................................ 77

Figura 35 – Planta solar para operação em carga intermediária .................................................. 78

Figura 36 – Planta solar para operação em carga intermediária atrasada .................................... 79

Figura 37 – Planta solar para operação na base........................................................................... 79

Figura 38 – Planta solar para operação no pico........................................................................... 80

Figura 39 – Plantas simuladas ..................................................................................................... 82

Figura 40 – Irradiação normal direta (DNI) ................................................................................ 85

Figura 41 – Irradiação solar direta (DNI) – faixa acima de 2.000 kWh/m²/ano ou 6,0

kWh/m²/dia .................................................................................................................................. 86

Figura 42 – Média mensal de DNI em Bom Jesus da Lapa ........................................................ 90

Figura 43 – Identificação da hibridização disponível no SAM ................................................... 92

Figura 44 – Controle do SAM de despacho de energia, caldeira auxiliar e armazenamento ...... 96

Figura 45 – Esboço da planta ciclo combinado com tri-geração............................................... 106

xiv

Figura 46 – Dia mais quente do ano .......................................................................................... 107

Figura 47 – Dia mais frio do ano ............................................................................................... 108

Figura 48 – 3º dia do ano .......................................................................................................... 108

Figura 49 – Irradiação solar direta (DNI) na Bahia e identificação de Bom Jesus da Lapa ...... 110

Figura 50 – Expectativas de queda de custos de plantas CSP de 2012 a 2025 ......................... 116

Figura 51 – Produção horária das plantas simples, híbrida, com armazenamento (6h) e avançada

(cenário alternativo) em BJL durante os 3 primeiros dias de janeiro ........................................ 121

Figura 52: Mapa da Bacia do São Francisco e dos blocos licitados, concluídos e em atividade

................................................................................................................................................... 127

Figura 53 – Produção horária da planta híbrida diurna no cenário alternativo com GN a

8,00US$/MMBTU durante os 3 primeiros dias de janeiro ....................................................... 132

Figura 54 – Produção horária da planta híbrida noturna no cenário alternativo com GN a


Figura 55 – Produção horária da planta híbrida 95 no cenário alternativo com GN a


Figura 56 – Esboço do chiller de absorção................................................................................ 139

Figura 57: Fluxos de calor hora a hora no dia mais quente do ano com 0h de TES ................. 144

Figura 58: Operação das 3 turbinas hora a hora no dia mais quente do ano com 0h de TES ... 144

Figura 59: Fluxos de calor hora a hora no dia mais frio do ano com 0h de TES ...................... 145

Figura 60: Operação das 3 turbinas hora a hora no dia mais frio do ano com 0h de TES ........ 145

Figura 61: Operação das 3 turbinas hora a hora no dia mais frio do ano com 0h de TES com o

desligamento de todas as turbinas quando não há nem demanda por refrigeração nem radiação

solar ........................................................................................................................................... 146

Figura 62: Fluxos de calor hora a hora no terceiro dia do ano com 0h de TES ........................ 147

Figura 63: Operação das 3 turbinas hora a hora no terceiro dia do ano com 0h de TES .......... 147

Figura 64: Fluxos de calor hora a hora no dia mais quente do ano com 3h de TES ................. 148

Figura 65: Operação das 3 turbinas hora a hora no dia mais quente do ano com 3h de TES ... 148

Figura 66: Fluxos de calor hora a hora no dia mais frio do ano com 3h de TES ...................... 149

Figura 67: Operação das 3 turbinas hora a hora no dia mais frio do ano com 3h de TES ........ 149

Figura 68: Fluxos de calor hora a hora no terceiro dia do ano com 3h de TES ........................ 150

xv

Figura 69: Operação das 3 turbinas hora a hora no terceiro dia do ano com 3h de TES .......... 150

Figura 70 – Temperatura de bulbo seco (vermelho) e velocidade do vento (azul) ao longo do dia

mais frio do ano em BJL ........................................................................................................... 152

Figura 71 – Temperatura de bulbo seco (vermelho) e velocidade do vento (azul) ao longo do dia

mais quente do ano em BJL ...................................................................................................... 152

Figura 72 – Expansão de termelétricas no Brasil (contratadas e planejadas) ............................ 159

Figura 73 – Tecnologias disponíveis no SAM .......................................................................... 175

Figura 74 – Tecnologias CSP e modo financeiro disponíveis no SAM .................................... 176

Figura 75 – Modelo CSP cilindro-parabólico produtor indepente ........................................... 178

Figura 76 – Aba financeira do SAM ......................................................................................... 179

Figura 77 – Continuação da aba financeira do SAM ................................................................ 179

Figura 78 – Custos da planta CSP cilindro-parabólico no SAM ............................................... 181

Figura 79 – Aba do Campo Solar do SAM ............................................................................... 182

Figura 80 – Continuação da aba do Campo Solar do SAM ...................................................... 182

Figura 81 – Subseções por bloco de potência ........................................................................... 183

Figura 82 – Aba do ciclo de potência do SAM ......................................................................... 183

Figura 83 – Continuação da aba do ciclo de potência do SAM ................................................ 184

Figura 84 – Aba armazenamento (que inclui hibridização e despacho) do SAM ..................... 184

Figura 85 – Continuação da aba armazenamento (que inclui hibridização e despacho) do SAM

................................................................................................................................................... 185

Figura 86 – Configuração das simulações do SAM .................................................................. 186

Figura 87 – Dados de saída do SAM ......................................................................................... 187

xvi

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Estimativas da parcela da eletricidade gerada por CSP em relação ao consumo do

país ou região até 2050 .................................................................................................................. 4

Tabela 2 – Quadro comparativo das políticas de incentivo para FAEs ....................................... 10

Tabela 3 – Cronologia das principais leis, decretos e planos ...................................................... 26

Tabela 4 – Tarifa feed-in regulada [centavos de euro/kWh] ....................................................... 27

Tabela 5 – Prêmios para venda no mercado atacadista [centavos de euro/kWh] ........................ 27

Tabela 6 – Compilação de custos nivelados presentes na literatura científica de diferentes fontes

..................................................................................................................................................... 29

Tabela 7 – Participação percentual de cada fonte na expansão de 1998 a 2009 provenientes de

RPS em todos os EUA ................................................................................................................ 40

Tabela 8 – Resumo de alguns programas governamentais de incentivo econômico à energia

solar ............................................................................................................................................. 46

Tabela 9 – Subsídios e incentivos governamentais ao setor elétrico (ano fiscal de 2007) .......... 47

Tabela 10 – Subsídios e suporte à produção elétrica por fontes de energia (ano fiscal de 2007) 48

Tabela 11 – Subsídios e suporte por unidade de produção (as 4 fontes mais beneficiadas e as 4

menos beneficiadas) .................................................................................................................... 48

Tabela 12 – Exemplos de plantas americanas subsidiadas .......................................................... 49

Tabela 13 – Quadro comparativo resumo dos casos espanhol e californiano ............................. 51

Tabela 14 – Classificação dos coletores solares por graus de rastreamento ............................... 59

Tabela 15 – Características de diferentes tecnologias CSP ......................................................... 60

Tabela 16 – Características das 9 plantas SEGS da Califórnia ................................................... 63

Tabela 17 – Dados do coletor IST ............................................................................................... 64

Tabela 18 – Características do modelo EuroDish ....................................................................... 68

Tabela 19 – Plantas CSP no mundo de acordo com países, tecnologia e status [em MW] ......... 81

Tabela 20 – Municípios com maior média de radiação solar direta normal ............................... 87

Tabela 21 – Dados meteorológicos para 20 cidades brasileiras com dados detalhados

disponíveis................................................................................................................................... 88

Tabela 22 – Biblioteca de fluidos de transferência de calor do SAM ......................................... 93

xvii

Tabela 23 – Características médias de um hospital de médio porte com conforto ................... 104

Tabela 24. Dados climatológicos de Bom Jesus da Lapa .......................................................... 110

Tabela 25 – Principais dados técnicos das plantas CSP simuladas para BJL ........................... 111

Tabela 26 – Parâmetros financeiros usados como entrada no SAM ......................................... 113

Tabela 27 – Custos usados na simulação de plantas CSP no Brasil .......................................... 115

Tabela 28 – Produção, FC e principais custos das plantas de BJL (cenário base) .................... 117

Tabela 29 – Produção, FC e principais custos das plantas de BJL (cenário alternativo) .......... 118

Tabela 30: Resumo dos casos híbridos ..................................................................................... 119

Tabela 31 – Preço médio de contratação por licitação de 2005 a 2009 (R$/MWh, a valores

constantes) ................................................................................................................................. 122

Tabela 32 – Preço médio de contratação por licitação de 2010 a 2013 (R$/MWh, a valores

constantes) ................................................................................................................................. 123

Tabela 33 – Operação da caldeira auxiliar e do campo solar da Híbrida Noturna em função da

radiação incidente ...................................................................................................................... 128

Tabela 34 – Principais dados técnicos comuns a todas as plantas híbridas ............................... 129

Tabela 35 – Plantas CSP (ciclo Rankine) simuladas para GN a 8,00US$/MMBTU (cenários

base e alternativo) ..................................................................................................................... 130

Tabela 36 – Plantas CSP (ciclo Rankine) simuladas para GN a 5,00 US$/MMBTU (cenário

alternativo) ................................................................................................................................ 133

Tabela 37 – Plantas CSP (ciclo Rankine) simuladas para GN a 12,00 US$/MMBTU (cenário

alternativo) ................................................................................................................................ 134

Tabela 38 – Plantas Híbrida ISCC para diferentes custos do GN ............................................. 135

Tabela 39 – População e leitos de Bom Jesus da Lapa e dos 8 munícipios adjacentes ............. 137

Tabela 40 – Principais dados do hospital proposto para BJL .................................................... 137

Tabela 41 – Principais dados de operação em potência máxima e em regime permanente do

Chiller ........................................................................................................................................ 140

Tabela 42 – Projeto da turbina a vapor...................................................................................... 141

Tabela 43 – Principais dados técnicos do campo solar ............................................................. 141

Tabela 44 – Condições de projeto e de operação a carga plena das turbinas a gás 1 e 2 .......... 142

Tabela 45 – Dados de projeto da planta de tri-geração ............................................................. 142

xviii

Tabela 46 – Resumo das operações das plantas de tri-geração ................................................. 143

Tabela 47 – Dados de operação da planta de tri-geração em 6 condições ................................ 154

Tabela 48 – Resumo dos principais casos simulados para geração centralizada no cenário

alternativo .................................................................................................................................. 157

1

INTRODUÇÃO

O objetivo principal deste estudo é verificar, através de simulações, se existe

viabilidade para uso de CSP no Brasil conforme diferentes arranjos e identificar quais as

políticas de incentivo mais adequadas para cada arranjo e aplicação da planta CSP.

Devido à existência de quatro tecnologias principais de CSP, disco, cilindro-

parabólico, fresnel e torre central, optou-se por analisar uma única tecnologia de

captação, e sendo assim, foi escolhida a tecnologia mais consolidada no mercado, o

cilindro-parabólico. Dos 2.988 MW instalados no mundo, 88% (2.626 MW) são de

cilindro-parabólico (KALOGIROU, 2009; GONZÁLEZ, 2008; TAYLOR, 2008;

WISER et al., 2011, BURGI, 2013).

Estados Unidos e Espanha foram pioneiros no desenvolvimento de tecnologias

do setor, com investimentos em P&D desde as décadas de 1970 e 1980 (EIA, 2008;

TAYLOR, 2008 e MINISTERIO DE CIENCIA E INNOVACIÓN, 2011). As primeiras

plantas solares a comercializar sua eletricidade foram as SEGS, na Califórnia, em

operação desde 1984.

Já no caso da Espanha, apesar de investir em pesquisa desde a década de 1970,

suas plantas são mais recentes: a PS10 (torre de concentração de 11 MW) começou a

operar em 2007 e as plantas comerciais de 50 MW, como Andasol 1 e 2 (concentradores

parabólicos) (NREL, 2011) entraram em operação em 2009. Ou seja, as plantas em

operação na Espanha são mais recentes, inclusive mais modernas que as SEGS, e são

consequência do desenvolvimento tecnológico do setor, de financiamento público, e

também do sistema de tarifação feed-in iniciado em 1998 na Espanha (GONZÁLEZ,

2008).

A expansão de plantas CSP no mundo, lideradas por EUA e Espanha, mas

também presente em Argélia, Austrália, Egito, Emirados Árabes Unidos, França,

Marrocos, entre outros (BURGI, 2013) suscita questionamentos quanto ao papel que a

energia solar térmica pode exercer nas próximas décadas no mundo, como forma de

contribuir para atender a expansão da demanda por energia elétrica, e também como

mais uma alternativa de uso de fonte renovável que contribua no combate às mudanças

climáticas globais.

O Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change

Mitigation, relatório do Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas

(ARVIZU et al., 2011), apresenta que a expansão das plantas CSP planejadas no

2

mundo, caso sejam realmente construídas, ultrapassariam 10 GW de potência instalada

em 2015, conforme Figura 1. O mesmo relatório compila estudos de perspectivas de

queda dos custos da tecnologia baseado em ganhos de escala e escopo, avanços

tecnológicos, melhorias de eficiência da planta, que estimam que os custos de CSP

podem cair de 40% a 55% até 2025.

Figura 1 – Capacidade instalada de CSP em operação e projetada segundo plantas em

construção e em planejamento no mundo até 2015

Fonte: ARVIZU et al. (2011)

O Technology Roadmap – Concentrating Solar Power, relatório da Agência

Internacional de Energia (IEA, 2010) considera que a tecnologia CSP pode ter um papel

importante no combate às mudanças climáticas globais, por gerar energia com baixo

nível de emissão de carbono. O relatório também enfatiza outras vantagens do uso da

energia solar heliotérmica como: permitir o armazenamento de energia na forma de

calor e a possibilidade de operar com sistemas de back up (com uso de combustíveis

fósseis tradicionais, principalmente gás natural, ou até mesmo biomassa).

IEA (2010) apresenta seu cenário de expansão da geração de eletricidade a partir

de plantas CSP no mundo até 2050 e o compara com outros três cenários presentes na

literatura internacional (Figura 2). Estes cenários estimam produções entre 2.000

África do Sul

China

Israel

Jordânia

Egito

Argélia

Marrocos

Tunísia

Abu Dabi

Austrália

Espanha

EUA

3

TWh/ano e 8.000 TWh/ano em 2050, sendo que o da própria IEA fica próximo a 5.000

TWh/ano.

Figura 2 – Expansão da geração de energia elétrica no mundo até 2050 por plantas CSP

de acordo com quatro diferentes cenários

Fonte: IEA (2010)

De acordo com o seu cenário, IEA (2010) apresenta como essa expansão estaria

distribuída pelas regiões ou países do globo, com América do Norte e África

representando aproximadamente 50% da geração mundial (Figura 3).

Figura 3 – Expansão da geração de energia elétrica até 2050 por plantas CSP por região

Fonte: IEA (2010)

Vale ainda observar a estimativa da parcela da geração proveniente de plantas

CSP comparado ao consumo. Certas regiões do mundo poderiam gerar até 40% da sua

energia de fonte solar através da heliotermia (sem contar a energia solar de painéis

fotovoltaicos) em 2050 (vide Tabela 1). Segundo IEA (2010) o Brasil pode começar

com 1% em 2020 e atingir 15% em 2050.

Turquia e EU

Pacífico

China

Ásia Central

América do Sul

Oriente Médio

Índia

África

América do Norte

Cenário ETP azul

Cenário IEA 2010

Outlook global avançado

Outlook global moderado

4

Tabela 1 – Estimativas da parcela da eletricidade gerada por CSP em relação ao

consumo do país ou região até 2050

Países/Regiões 2020 2030 2040 2050

Austrália, Ásia central, Chile, Índia (Gujarat e

Rajasthan), México, Oriente Médio, Norte da

África, Peru, África do Sul, EUA (sudoeste)

5% 12% 30% 40%

EUA (resto do país) 3% 6% 15% 20%

Europa (majoritariamente importação),

Turquia 3% 6% 10% 15%

África (resto do continente), Argentina, Brasil,

Índia (restante do país) 1% 5% 8% 15%

Indonésia (importações) 0,5% 1,5% 3% 7%

China, Rússia (importações) 0,5% 1,5% 3% 4%

Fonte: IEA (2010)

Apesar de IEA (2010) apontar que o Brasil pode começar a produzir energia

através de CSP já em 2020, o Plano Decenal de Expansão de Energia 2021 (PDE 2021),

relatório da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) que estima a expansão da demanda

e oferta de energia no país considera que “as centrais solares heliotérmicas ainda

precisam de aprimoramento tecnológico e significativa redução de custos para que se

torne competitiva no horizonte decenal” analisado (EPE/MME, 2013).

Em P&D em CSP no Brasil deve-se ressaltar a parceria entre CEPEL/Eletrobrás

e a UFPE em projeto para construção da primeira planta piloto CSP do país, a ser

instalada em Petrolina (PE) com financiamento do FINEP do MCT (UFPE, 2013).

Desde 2002 uma parceria entre a CEMIG e o CEFET-MG investe em P&D em

CSP e em 2008 foi concluída uma planta experimental de cilindro-parabólico que foi

doada ao CEFET-MG (CEFET-MG, 2008 e CEFET-MG, 2012).

USP e UFSC também possuem pesquisadores estudando CSP. O professor Celso

Oliveira (USP) coordena projeto para a construção de uma planta de torre solar para

cogeração na agroindústria. Eduardo Burin (aluno de pós-graduação da UFSC)

dimensiona via modelagem computacional diferentes arranjos para hibridização com

biomassa.

A tecnologia CSP também foi tema de estudos recentes por parte de

pesquisadores do Programa de Planejamento Energético (PPE/COPPE). LODI (2011)

apresentou o primeiro mestrado do departamento no assunto, uma análise técnica e

5

econômica de uma planta CSP de cilindro-parabólico de 30MW com auxílio do

software SAM (System Advisor Model, SAM/NREL, 2011).

SORIA (2011) analisa, com ajuda do mesmo software, cinco tipos de plantas

CSP (todas de cilindro-parabólico), de 100MW, com diferentes arranjos de

armazenamento térmico e uso de hibridização em Campo Grande (MS). Uma

importante contribuição de seu mestrado foi propor a hibridização com biomassa

(bagaço-de-cana) ao invés de gás natural, tornando a planta solar ainda menos emissiva

de gases de efeito estufa (virtualmente zero).

BURGI (2013) focou seus estudos em estimar o potencial para a tecnologia CSP

no Brasil. A partir de uma análise com base em sistemas de informação geográfica

(SIG) e simulação de plantas CSP no SAM (tanto cilindro-parabólico como torre

central), e aplicando diversos critérios de aptidão de áreas à instalação destas plantas,

como radiação solar adequada, recursos hídricos, rodovias, proximidade a subestações,

áreas de proteção ambiental, BURGI (2013) propõe quais seriam os melhores sítios no

país e os potenciais totais de capacidade instalada e geração elétrica a partir de CSP no

Brasil.

Rafael Soria, além de seu mestrado, também fez parte da equipe (composta pelos

professores Alexandre Szklo e Roberto Schaeffer e os pesquisadores Bruno Borba,

Raymundo Aragão e Diego Malagueta) que desenvolveu um relatório sobre o potencial

do uso de energia solar no Brasil para geração centraliza, a pedido da Embaixada do

Reino Unido no Brasil. O relatório, intitulado “Potencial de Integração em Larga Escala

de Energia Solar (Fotovoltaica e Térmica) para Geração Centralizada de Eletricidade no

Brasil” originou paper publicado na Energy Policy (MALAGUETA et. al., 2013).

Esta tese tem o objetivo de dar continuidade aos estudos do PPE citados.

Também focada em simulações computacionais, esta tese escolheu a cidade de Bom

Jesus da Lapa como sítio, por ser, dentre as 20 cidades brasileiras com os dados

climatológicos necessários, a de maior radiação direta normal. O estudo optou por

avaliar apenas plantas de cilindro-parabólico e analisou:

- diferentes arranjos de CSP para geração elétrica centralizada (similar aos casos

analisados por SORIA (2012));

- os impactos da hibridização (com gás natural) no perfil de geração elétrica e no custo

nivelado para diferentes parcelas de CSP e GN na geração total da planta, além de

analisar dois arranjos: ciclo rankine e ciclo combinado (ISCC);

6

- e por fim, a viabilidade técnica (neste caso não foi feita análise econômica) de

implantação de uma planta CSP ISCC para tri-geração (eletricidade, refrigeração e

calor) em geração distribuída através de um estudo de caso no qual a planta atende as

demandas térmicas de um hospital proposto para Bom Jesus da Lapa.

A partir de estudos das políticas de incentivo bem sucedidas no mundo no que

diz respeito à expansão do parque de CSP em seus respectivos países, e com base nos

resultados obtidos nas simulações, o presente estudo propõe alternativas para incentivo

a CSP no Brasil.

A tese se divide em quatro capítulos e três anexos, além de introdução e

conclusão.

O primeiro capítulo apresenta um resumo das principais políticas de incentivo às

fontes alternativas de energia: sistema de cotas, tarifação feed-in, subsídios, isenções

fiscais e investimentos em pesquisa e desenvolvimento (P&D). São apresentados os

conceitos econômicos por trás das políticas e os principais exemplos de aplicação

dessas medidas voltadas a CSP no mundo, que foram utilizadas com êxito nos EUA

(mais precisamente na Califórnia) e na Espanha.

O segundo capítulo apresenta um histórico da energia solar térmica concentrada,

seguido da descrição das principais tecnologias: cilindro-parabólico, Fresnel, disco, e

torre central. De modo a embasar a escolha pela tecnologia cilindro-parabólico. O

mesmo capítulo ainda apresenta os diferentes arranjos possíveis para as plantas CSP, de

acordo com a tecnologia de captação da radiação solar. É apresentado também o cenário

atual das plantas CSP no mundo, onde se localizam, quais as tecnologias mais

utilizadas, quais as plantas em planejamento para o curto e médio prazo.

O capítulo três diz respeito aos procedimentos metodológicos utilizados ao

longo do estudo. Neste capítulo é (são):

- apresentado o principal software usado nas simulações, o SAM (System Advisor

Model), bem como suas limitações e as situações em que o software não foi suficiente

para simular as plantas propostas (um passo a passo dos principais recursos do SAM

consta no Anexo III);

- justificada a escolha da localidade (Bom Jesus da Lapa);

- detalhadas as escolhas tecnológicas das plantas e os arranjos a serem simulados;

- apresentados todos os modelos de planta CSP a serem simulados;

- detalhadas as bases dos custos tecnológicos utilizados;

7

- explicadas as modelagens financeiras das plantas e os cenários econômicos (base e

alternativo) propostos.

O capítulo quatro apresenta todas as simulações propostas por esta tese, os dados

de entrada técnicos e econômicos que alimentam os modelos e os resultados obtidos. O

capítulo é subdividido em três principais seções, que tratam separadamente dos

subgrupos simulados: as plantas CSP para geração elétrica centralizada; as plantas

híbridas; e o estudo de caso de tri-geração. Conforme são apresentados os resultados, é

feita a análise e discussões sobre os valores estimados e as políticas recomendadas para

cada caso, se pertinente.

Por fim, a conclusão resume as discussões do capítulo anterior e propõe estudos

futuros em complemento aos feitos nesta tese.

8

1 – POLÍTICAS DE INCENTIVO A TECNOLOGIAS CSP NO MUNDO – EM

ESPECIAL NA ESPANHA E NA CALIFÓRNIA (EUA)

1.1 Mecanismos Econômicos de Incentivo a Fontes Alternativas de Energia

O desenvolvimento das fontes alternativas de energia (FAE) elétrica de geração

renovável observada ao longo das décadas de 80 e 90 mostra que a aplicação de

políticas específicas no setor energético determinou de forma decisiva o sucesso ou o

fracasso da aplicação dessas fontes na geração de energia elétrica. Questões como os

impactos ao meio ambiente e o aquecimento global geraram uma necessidade de

mudanças na geração elétrica em vários países do mundo. Vários países estipularam

metas e definiram programas com a finalidade de criação de um ambiente mais

favorável para a que as FAEs de geração renovável pudessem ter uma participação mais

efetiva na matriz de geração de energia elétrica reduzindo também a dependência de

combustíveis fósseis (DUTRA, 2007).

Divididas em duas linhas distintas, as políticas de incentivos a FAEs de geração

renovável, que vem sendo aplicadas no mundo, podem genericamente ser classificadas

em sistemas baseados no preço e sistemas baseados em quantidades. Os principais

mecanismos podem ser divididos em três categorias:

• Sistema Feed-In (sistema baseado no preço) – constitui o principal sistema de

incentivo para FAEs de geração renovável na Europa, utilizado em larga escala pela

Alemanha, Dinamarca, Espanha (a partir de 1999) e também em diversos estados dos

EUA através do Ato PURPA durante a década de 1980 principalmente;

• Sistema de Leilão (sistema baseado na quantidade) – utilizado pelo Reino Unido,

Irlanda e França (até 2000), este sistema consiste na fixação de um montante de FAEs

de geração renovável a serem instaladas no sistema em longo prazo e, após várias

rodadas, são escolhidos os projetos com os menores custos;

• Sistema de Cotas (sistema baseado na quantidade) – utilizado em alguns países da

Europa como Áustria, Dinamarca, Suécia, Bélgica e também em diversos estados dos

EUA1, o sistema de cotas consiste na obrigatoriedade das empresas fornecedoras de

energia elétrica a produzir cotas de energia proveniente de FAEs de geração renovável.

1 O sistema de cotas da Califórnia, conhecido como RPS (Renewable Portfolio Standard) teve início em

2002 e é detalhado na seção 1.4.3.2.

9

Em muitos casos é permitida também a comercialização de parte dessas cotas através de

Certificados Verdes (DUTRA, 2007; GONZÁLEZ, 2008; TAYLOR, 2008; WISER et

al., 2011).

A Tabela 2 apresenta um resumo das vantagens e desvantagens dos principais

mecanismos políticos usados no mundo para incentivar fontes alternativas de energia.

10

Tabela 2 – Quadro comparativo das políticas de incentivo para FAEs

Incentivo Vantagens Desvantagens Subsídios diretos para

Investimento

Reduz o montante de capital inicial

próprio necessário para iniciar o

projeto. Garante o aumento da

capacidade em um curto prazo.

Os critérios para escolha do nível de

subsídio e das tecnologias a serem

beneficiadas podem dificultar a

evolução de um mercado mais

competitivo em curto prazo e também a

adoção gradual de avanços

tecnológicos. Em princípio, o subsidio é

arcado por todos os contribuintes

(consumidores e não consumidores)

Medidas fiscais Cria uma fonte de renda (custo evitado)

para o projeto ao longo do período do

benefício fiscal.

Em se tratando de um subsidio indireto,

valem as mesmas desvantagens

apontadas no item anterior.

Sistema Feed-In O mecanismo de Feed-In cria uma

estabilidade financeira para o

investidor ao garantir a compra da

energia por um período pré-

determinado. Os riscos financeiros são

minimizados uma vez que são

protegidos através dos contratos de

compra e venda de energia a um

prêmio ou preço pré-determinados.

Garante um aumento de capacidade no

curto prazo. Em princípio, os

consumidores da energia são aqueles

que arcam com o ônus.

É um mecanismo caro que, dado o

exemplo dos grandes mercados eólicos

(que o mantêm por um período muito

longo), tem se mostrado incapaz de

gerar, por si próprio, um mercado mais

competitivo entre as FAEs de geração

renovável. Não necessariamente

estimula os empreendimentos eólicos

mais eficientes. Pode acarretar em uma

sobre capacidade instalada e um sobre

custo indesejado aos consumidores.

Certificados

Verdes/Sistema de

Quotas

Possibilidade de formação de um

mercado paralelo na comercialização

dos certificados verdes. Permite a

formação de um mercado competitivo

que leva, em princípio, ao custo

mínimo. O valor da tarifa é

determinado pelo mercado e não de

forma administrativa

Em geral, o sistema de cotas necessita

uma infraestrutura regulatória e

administrativa mais sofisticada

(elevados custos de transação). Não

estimula pesquisa e desenvolvimento

além de não estimular a aprendizagem

tecnológica. Não induz mercado para

fontes com elevado potencial

tecnológico, porém pouco competitivas

(GELLER, 2003).

Sistema de Leilão Este sistema tende a favorecer os

projetos mais eficientes uma vez que os

projetos de custos mais reduzidos são

escolhidos pelo processo de leilão.

O sistema de licitação não foi suficiente

para atrair grandes investimentos. Por

estar sujeita a muitas incertezas de

oferta e demanda do setor de energia, o

crescimento de projetos em FAEs de

geração renovável é baixo. Também

apresenta o problema de não fomentar

fontes com elevado potencial

tecnológico, porém pouco competitivas.

Harmonização dos

sistemas Feed-In e

Quota/Certificados

Verdes

Cria uma estabilidade financeira para o

investidor ao garantir a compra da

energia por um período pré-

determinado em um primeiro momento

de aplicação do sistema Feed-In. Após

o amadurecimento da tecnologia a

aplicação do sistema de

Quota/Certificados Verde proporciona

um cenário mais competitivo reduzindo

assim os custos de geração

inicialmente aplicados durante o

sistema Feed-In.

Em uma primeira análise, a proposta de

harmonização capta as vantagens do

sistema Feed-In e do

Quota/Certificados Verdes, mas a

imprecisão da identificação do

momento de transição entre os dois

sistemas pode acarretar em uma

extensão dos custos provenientes do

Feed-In ou a adoção precoce de um

sistema mais competitivo causando

desequilíbrios ao desenvolvimento da

tecnologia no mercado.

Fonte: DUTRA (2007)

11

As medidas mais adequadas variam em função do estágio de amadurecimento da

tecnologia a ser incentivada, conforme Figura 4. Portanto, é importante que o governo

conheça cada tecnologia e acompanhe a evolução tecnológica para mudar as políticas

conforme necessidade. Ademais, espera-se que os mecanismos de incentivos

possibilitem também o desenvolvimento tecnológico proporcionando maior

competitividade dessas fontes até que atinjam condições de competir sem incentivos no

mercado (DUTRA, 2007).

Figura 4 – Políticas de incentivo a fontes alternativas em função do estágio de

amadurecimento tecnológico

Fonte: DUTRA (2007)

1.2 O Modelo do Setor Elétrico Brasileiro

Ao ser criado pela Lei n0 10.848/2004 o novo modelo do setor elétrico baseia-se

no seguinte tripé: regras estáveis, segurança e modicidade tarifária. O novo modelo traz

claramente novos objetivos dando grande ênfase a questões da universalização, da

modicidade tarifária e da questão ambiental (ANEEL, 2004).

12

Em substituição ao modelo competitivo implementado anteriormente2, a questão

da modicidade tarifária ocorre através de leilões públicos onde vence aquele agente que

oferecer a menor tarifa ao consumidor. Isto significa que a expansão do sistema

acontece, na medida do possível, de modo que o custo de eletricidade ao consumidor

final se apresente mais competitivo economicamente, ao mesmo tempo em que os

investidores em empreendimentos de geração têm a seu favor, o estabelecimento de

relações de longo prazo para a venda de sua geração (DUTRA,2007).

O novo modelo institucional do setor elétrico brasileiro prevê a existência de dois

ambientes de contratação:

Ambiente de Contratação Regulada – ACR: compreende a contratação de

energia para o atendimento aos consumidores regulados (consumo cativo dos

distribuidores) por meio de contratos regulados com o objetivo de assegurar a

modicidade tarifária; e

Ambiente de Contratação Livre – ACL: compreende a contratação de energia

para o atendimento aos consumidores livres, por intermédio de contratos

livremente negociados (DUTRA, 2007).

Nos dois ambientes são apresentados os consumidores cativos e os consumidores

livres (Figura 5). Os consumidores livres escolhem seus fornecedores entre os

produtores independentes de energia onde suas demandas de energia podem ser

livremente negociadas através de contratos bilaterais. Os consumidores cativos são

servidos pelas empresas distribuidoras de energia através de um pool gerenciado pela

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE) que, como agente do mercado

de energia elétrica deve administrar a contratação de compra e venda de energia das

empresas concessionárias de distribuição além de realizar os leilões para compra de

energia para os distribuidores (BAJAY, 2006).

2 Para maiores informações sobre o modelo antigo e o novo modelo consultar MENDONÇA e DAHL,

1999; OLZ, 2003; SZKLO e TOLAMASQUIM, 2003.

13

Figura 5 – Ambiente possíveis de contratação de geração elétrica no novo modelo

institucional do setor elétrico brasileiro. (Fonte: MME, 2003)

Com o objetivo de fornecer um abastecimento em eletricidade confiável, o atual

modelo institucional do setor elétrico brasileiro determina que as distribuidoras são

obrigadas a contratar 100% da demanda prevista para o seu mercado e que toda a

capacidade e energia contratadas deve ter lastro físico (BAJAY, 2006).

Com o objetivo de prover a participação de fontes alternativas renováveis

(energia eólica, solar, de biomassa e de pequenas centrais hidrelétricas), uma parcela

dos montantes de energia a serem contratados nos processos de licitação a serem

realizados pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica será destinada a essas

fontes. A cota destinada a fontes alternativas de energia também está limitada a um

limite tarifário ao usuário final (DUTRA, 2007).

1.3 Mercado Elétrico Espanhol

O mercado elétrico espanhol é caracterizado pela existência de vários

geradores/produtores de energia elétrica e pelo fato de os consumidores poderem

escolher livremente o seu fornecedor de eletricidade (desde 2003) (EDP, 2011).

G1 G2 Gk Gn

CLCL

C

CLD1 D2 Dn

Ambiente de Contratação Regulada - ACR Ambiente de Contratação Livre - ACL

Contratos bilaterais regulares

Leilões pelo ACEE

Contratos bilaterais de ajustes

Leilões pelo ACEE

Contratação em regime de livre

contratação

G: geradoras D: distribuidoras CL: consumidores livres C: comercializadora

G1 G2 Gk Gn

CLCL

C

CLD1 D2 Dn



Leilões pelo ACEE


Leilões pelo ACEE


contratação


G1 G2 Gk Gn

CLCL

C

CLD1 D2 Dn



Leilões pelo ACEE


Leilões pelo ACEE


contratação


14

As centrais de geração operam em um de dois regimes: Regime Ordinário ou

Regime Especial. Os produtores do Regime Ordinário podem comercializar sua energia

tanto através de contratos bilaterais quanto no mercado atacadista de energia elétrica.

Enquanto os produtores no Regime Especial dependem de cada tecnologia e sob quais

leis cada instalação está sujeita (detalhes ao longo do capítulo) (EDP, 2011).

De acordo com CNE (2008), a Lei 54/1997 criou as regras do mercado

atacadista de comercialização de energia elétrica. Os produtores de energia elétrica

podem ofertar sua energia no mercado através do Operador do Mercado (OMEL)3.

Enquanto os comercializadores de energia são obrigados a comprar no mercado

atacadista, caso não possuam energia suficiente para entregar aos seus clientes, os

consumidores finais. O Operador recebe as propostas de compra e venda e é responsável

pela execução dos contratos e por repassá-los ao operador do sistema, a RED (Red

Electrica de España). A Figura 6 esquematiza esse funcionamento.

Desde julho de 2009, de acordo com EDP (2011), os distribuidores não podem

mais fornecer eletricidade aos consumidores finais e este serviço é prestado pelos

comercializadores.

3 Operador Del Mercado Ibérico de Energia – Pólo Español: é a agência responsável pela gestão dos

mercados diários e intradiários de energia elétrica, tanto na Espanha quanto em Portugal. Responsável

pelos contratos, dos trâmites financeiros entre os compradores e vendedores, bem como das licitações.

Atualmente operam cerca de 700 agentes no mercado espanhol (EDP, 2011 e OMEL, 2011).

15

Figura 6 – Diagrama de operação do mercado elétrica Espanhol

Fonte: RED (2011)

1.3.1 – Principais Agentes

Os principais atores do setor elétrico espanhol, no que diz respeito às energias

renováveis, são (GONZÁLEZ, 2008):

Governo

o Seus principais objetivos são garantir a segurança energética associado a

custos razoáveis para os consumidores

Geradores de EFR (Energias de Fontes Renováveis)

o Divididos em 2 principais grupos: os grandes produtores e os pequenos

produtores (independentes). Os pequenos produtores são bem

organizados e consequentemente influentes. Através da APPA

(Associação dos Pequenos Produtores de Energia Renovável) o grupo

tem participação nas discussões e se coloca em prol de valores do

incentivo que satisfaçam seus investimentos e garantam segurança para o

investidor, principalmente através da garantia da continuidade e

16

estabilidade do apoio financeiro e lutaram também contra a

retroatividade dos novos decretos.

Comissão Nacional de Energia (CNE)

o É um órgão público regulador, cujos objetivos são garantir a

competitividade do mercado de eletricidade espanhol e transparência no

funcionamento do mesmo. Suas funções são:

1. implementar leis e padrões;

2. emitir relatórios e propostas sobre tarifas, taxas e remunerações

do setor de energia;

3. determinar os custos de transmissão e distribuição do setor

elétrico, bem como os custos permanentes do sistema;

4. promover a competição;

5. arbitrar em eventuais disputas entre diferentes agentes do setor

elétrico;

6. fazer inspeções.

Rede Elétrica da Espanha (RED)

o Administradora do GRID e operadora do sistema, a RED tem por

objetivo garantir a estabilidade do GRID, bem como o acesso dos

geradores ao GRID (apesar de às vezes esses objetivos serem

contraditórios, pois uma maior participação de fonte intermitente, eólica,

por exemplo, pode aumentar a instabilidade do sistema). A importância

de balancear esses dois aspectos levou à criação do Centro de Controle

de Regime Especial, cuja função é tornar compatível a integração, com o

sistema, das EFR, principalmente eólica, sem comprometer sua

estabilidade.

1.3.2 – Histórico dos Planos e Medidas Públicas de Incentivo às Energias Renováveis

na Espanha

A lei 82/1980 para Conservação de Energia, que entrou em vigor em 1980, foi a

primeira lei a incentivar as fontes alternativas de energia na Espanha. Sua motivação

principal era reduzir a dependência estrangeira por energia primária (principalmente

fóssil), influenciada diretamente pela crise do petróleo (del RIO e GUAL, 2007).

17

A lei 82/1980 tinha dentre os seus objetivos: otimizar os rendimentos nos

processos de transformação de energia; promover o uso de energias renováveis; reduzir

os resíduos industriais; acompanhar a criação de plantas industriais de grande consumo;

regular as relações entre geradores e distribuidores; além de criar e desenvolver

tecnologias nacionais em energias renováveis (BOE, 2011).

De acordo ainda com a mesma lei, cabe ao Ministério da Indústria e Energia

(nome à época), dentre outras funções, a de ditar normas tecnológicas de utilização

racional da energia e coordenar as políticas de pesquisas técnicas e científicas

relacionadas com os objetivos da lei (BOE, 2011).

Entre os benefícios previstos pela lei para as instalações previstas estão:

descontos na obtenção de empréstimos; isenção de imposto de licença industrial pelos 5

primeiros anos de operação da planta; subsídios para os proprietários de instalações de

aquecimento e climatização solar para compra de coletores solares planos fabricados na

Espanha. Além de autorizar ao governo conceder reduções de até 95% nos impostos de

importação de bens considerados fundamentais e que não possuam similares nacionais

(para maiores detalhes e para alterações feitas na lei ao longo do tempo, ver BOE,

2011).

Anos mais tarde, o Decreto Real em produção elétrica por fontes hídricas,

cogeração e energias renováveis (ER) (D.R.2366/1994) estabeleceu as bases contratuais

entre os produtores de energia de fontes renováveis (EFR) e as companhias

distribuidoras (GONZÁLEZ, 2008).

1.3.2.1 – Lei do Setor Elétrico 54/1997

Outro marco legal do atual sistema energético espanhol foi a Lei do Setor

Elétrico (54/1997), que regulamentou o sistema de tarifa espanhol e optou pelo sistema

de tarifação feed-in. Esta lei serve de base para o setor até hoje, mesmo após sofrer

alterações ao longo dos anos através de decretos (BOE, 2010).

Além de regulamentar a tarifação, a Lei 54/1997 contribuiu com outras medidas

importantes para o setor (com atenção especial dada às medidas relacionadas às energias

renováveis) (CNE, 2008):

- a criação do Regime Especial (à parte do Regime Ordinário), que garantiu um

tratamento específico e de estímulo às tecnologias que se enquadrassem no regime.

18

Caberia a um decreto no futuro estipular as condições das plantas que se enquadrariam

no Regime Especial;

- estabeleceu a garantia aos produtores de EFR de acesso ao grid;

- a determinação de um apoio financeiro aos produtores de EFR incorporado ao

preço de venda do produtor. Plantas de EFR abaixo de 10MW passariam a receber um

prêmio estipulado pelo governo. O valor desse prêmio e as condições para recebê-lo

seriam criados por decreto a ser homologado no futuro.

O Regime Especial e as plantas de EFR não se referem exatamente ao mesmo

conjunto de instalações, algumas plantas produtoras de EFR se enquadram dentro do

RE, bem como diversas instalações com direito às políticas do RE não são geradoras de

EFR. Para todas as instalações que se enquadram no RE, ver Artigo 2 do R.D.

2818/1998 em Anexo I.

As geradoras de EFR abrangem todas as instalações que utilizam como fonte

única ou principal qualquer energia renovável. Entretanto nem todas estas instalações

têm direito a pertencer ao RE. Ficam de fora do RE centrais hidrelétricas de grande

porte (acima de 50 MW).

1.3.2.2 – Decreto Real 2818/1998

Conforme já citado, a Lei 54/1997 precisava de um decreto que a completasse.

Com esta finalidade foi homologado o Decreto Real sobre o Regime Especial (D.R.

2818/1998) que propôs os procedimentos administrativos e as condições para as plantas

que teriam direito ao Regime Especial (MINISTERIO DE INDUSTRIA Y ENERGÍA,

1998 e GONZÁLEZ, 2008).

De acordo com o D.R. 2818/1998, os geradores de EFR poderiam escolher entre

duas alternativas (MINISTERIO DE INDUSTRIA, TURISMO Y ENERGÍA, 1998):

(a) um prêmio pré-fixado sobre o preço de mercado (revisado anualmente) ou

(b) um preço total pré-fixado (tarifa feed-in fixa, revisada anualmente).

No segundo caso, o produtor pode estimar sua receita com antecedência

independente das variações do mercado de energia.

O governo não esperava uma reação dos consumidores contrária à tarifação feed-

in, dado que os custos para o consumidor, pelo menos inicialmente, não seriam altos e a

maioria dos consumidores desconhece o quanto paga pela eletricidade e o quanto a

19

tarifação adicional para as energias renováveis impactaria em suas contas. Ou seja, o

custo extra das energias renováveis para o consumidor pode ser considerado invisível

(HERNÁNDEZ, 2008 apud GONZÁLEZ, 2008).

E mesmo que os consumidores finais de energia percebessem esse custo, sua

capacidade de organização e protesto era considerada quase nula. Com exceção das

indústrias energo-intensivas, como as indústrias de alumínio, cimento e química entre

outras, membras da Associación de Empresas com Gran Consumo de Energía (AEGE).

As indústrias filiadas a essa associação respondem por aproximadamente 15%

do total de eletricidade consumida no país. Para essas indústrias, o custo da eletricidade

pode representar de 20% a 40% dos seus custos totais, cerca de 3 vezes mais que os

custos com mão-de-obra (AEGE, 2011). Portanto, esses setores acompanharam as

medidas do governo e fizeram lobby, através da associação principalmente, para

defender seus interesses, mas seus esforços foram insuficientes perante outros setores e

interesses políticos, como as preocupações com as questões ambientais (GONZÁLEZ,

2008).

O D.R. 2818 previa também a revisão anual dos incentivos. O governo avaliaria

a evolução tecnológica e de custos de geração das diferentes fontes para recalcular

novos valores de incentivo de modo a evitar lucros extraordinários por parte dos

produtores e os custos excessivos à população, o que certamente ocorreria caso as

tarifas e prêmios fossem fixas e de longo prazo (GONZÁLEZ, 2008).

Em 1999, ano seguinte ao decreto, foi lançado o Plan de Fomento de las

Energías Renovables en España 1999, um documento do Ministério da Indústria e da

Energia, à época4. O plano definia uma série de medidas para que a Espanha atingisse

em 2010 uma meta de 29,4% da eletricidade total gerada no país, proveniente de fontes

renováveis de energia. Poucos anos depois, no Plano de infraestruturas para o gás e a

eletricidade 2002-2011 fez revisões mais ambiciosas nas metas para eólica e biomassa

(GONZÁLEZ, 2008).

Esses planos não tinham poder de lei, nem previam punições caso as metas não

fossem atingidas, mas serviram como base para decisões políticas (inclusive foram

utilizados nas discussões durante a concepção dos decretos subsequentes do setor) e

como sinalizadores para o mercado dos objetivos do governo.

4 Hoje Ministério da Indústria, do Turismo e do Comércio.

20

1.3.2.3 – Decreto Real 436/2004

A experiência ao longo dos primeiros anos de vigência do D.R.2818

evidenciaram certas falhas no sistema proposto, principalmente relacionado a problemas

ainda não existentes à época da entrada em vigor da lei, como regulação de queda de

tensão e estabilidade do grid em função do aumento da participação de fontes de energia

intermitentes, como solar e eólica.

Portanto, o D.R. 436/2004 é uma revisão do D.R. 2818 que visa conciliar os

interesses e lobbies de 3 principais atores (GONZÁLEZ, 2008):

- o Governo, cujos objetivos são garantir a eficiência do sistema de incentivos e

assim expandir a geração e participação das energias renováveis no país e ao mesmo

tempo limitar os custos desta expansão para os consumidores;

- a Red Electrica de España (RED), como distribuidor, preocupa-se com o

impacto de um alto e crescente percentual de participação das fontes renováveis de

energia na estabilidade do grid.

- e os Geradores de EFR, que consideravam as revisões anuais dos incentivos

arbitrárias e sem transparência, o que dificultariam as estimativas de preço de médio e

longo prazo, acarretando em maiores riscos e consequentemente maiores custos de

capital.

Apesar dos diferentes atores interessados, a concepção do decreto partiu do

governo, numa decisão de cima para baixo, sem dar muita abertura aos lobbies dos

diferentes atores. Entretanto, aparentemente o governo tentou conciliar o interesse de

cada um deles ao atender algumas demandas de cada, não com o objetivo de agradar a

todos, e sim de tornar a lei mais eficiente e estimular o crescimento do setor, que era o

objetivo do governo (GONZÁLEZ, 2008).

Algumas das principais reivindicações atendidas, de cada um destes grupos,

foram (GONZÁLEZ, 2008):

- para dar maior previsibilidade e transparência ao valor do incentivo, este foi

atrelado à Tarifa Média da Eletricidade (TME).

- além disso, o incentivo passa a ser revisto a cada 4 anos, sem retroatividade e

garantido por toda a vida útil do empreendimento5.

5 Até então, o D.R. 2818 afirmava que o suporte não teria limite no tempo, mas esta citação tinha pouco

poder legal (GONZÁLEZ, 2008).

21

- uma vitória dos distribuidores foi a criação de multa para grandes desvios de

produção de energia comparado ao previsto. Os produtores passam a ter de informar ao

distribuidor com 30 horas de antecedência sobre a produção esperada da planta, e caso a

real energia produzida difira da prevista mais de um limite percentual pré-fixado (20%

para solar e eólica e 5% para as demais), a produtora tem de pagar uma multa6. Esse

possível custo extra serviria como incentivo para melhorias nas técnicas de previsão.

O D.R. 436 manteve as duas opções de venda da energia, com modificações nos

benefícios (MINISTERIO DE ECONOMÍA, 2004):

(a) Venda ao distribuidor. Uma tarifa regulada é recebida, determinada a partir

de um percentual da tarifa média anual de eletricidade (TME).

(b) Venda ao mercado atacadista de eletricidade diário. É recebido o preço de

mercado, mais um prêmio e mais um bônus para participar do mercado (os últimos dois

como um percentual da TME). Esse percentual cai alguns anos após o início de

operação da planta.

Um objetivo do governo com o D.R. 436 foi estimular os produtores de EFR a

venderem sua energia diretamente no mercado. Um dos motivos seria a redução dos

custos de transação em função dos contratos bilaterais coordenados pelo operador do

sistema, a RED.

Para estimular essa comercialização, o decreto acrescentou um bônus de 10% da

TME ao prêmio já previsto sobre o preço de mercado. A medida surtiu efeito e em

dezembro de 2006, 22% do total de energia negociada no mercado era proveniente de

fontes renováveis (GONZÁLEZ, 2008).

Outra importante medida do decreto foi estipular incentivos diferenciados em

função do tamanho da planta e da idade da instalação, ambos com o objetivo de evitar

lucros extraordinários para os produtores e não sobrecarregar o consumidor.

Quanto à queda do incentivo em função do tamanho da planta, a justificativa é a

queda do custo para o produtor em função de economias de escala. Enquanto a redução

do custo ao longo do tempo é justificada pelo lucro exacerbado que o produtor teria

após reaver seu investimento inicial.

6 Inicialmente retroativa, mas a APPA entrou com ação contra a retroatividade alegando que as empresas

que entraram em vigor segundo o D.R. 2818 não tinham essa obrigação (GONZÁLEZ, 2008).

22

No caso das plantas de energia solar térmica, não há ainda distinção na lei para

os incentivos em função do porte da planta, pois o estágio da tecnologia ainda não

acarreta em economias significativas de escala. Quanto ao tempo da instalação, o

incentivo é de 300% da TME pelos primeiros 25 anos e 240% em diante (MINISTERIO

DE ECONOMÍA, 2004).

Conforme já citado, as metas de expansão do setor, que constavam em planos do

governo, eram apenas diretrizes genéricas. Nesse aspecto, o D.R. 436 foi inovador, pois

estipulou valores de capacidade instalada para cada tipo de tecnologia a partir do qual os

incentivos governamentais seriam revistos (GONZÁLEZ, 2008). Vide lista7:

- fotovoltaica 150MW

- solar térmica 200MW

- eólica 13.000MW

- pequenas centrais hidrelétricas 2.400MW

- biomassa (todas em conjunto) 3.200MW

Vale observar que a capacidade prevista para revisão da solar térmica

corresponde a aproximadamente 1,5% do valor previsto para a eólica e somadas às

capacidades da solar térmica com a fotovoltaica, esse valor sobe para 2,7%. Isso é

apenas mais um indicativo de como a energia solar ainda está em fase bem inicial,

mesmo quando comparada com outra fonte considerada alternativa.

Uma questão que continuou pendente no D.R. 436 foi o acesso ao grid. O

decreto não estabeleceu prioridade de acesso das produtoras de EFR ao grid, nem

mecanismos de divisão dos custos, o que manteve os conflitos entre governo,

produtores e a RED (GONZÁLEZ, 2008).

Em 2005 o governo espanhol lançou um documento com novas diretrizes e

metas para o setor de energias renováveis do país, o Plan de Energías Renovables en

España 2005-2010, que revisa a meta para 2010 (prevista no Plan de Fomento de las

Energías Renovables en España 1999) de 29,4% para 30,3% da geração de eletricidade

do país proveniente de fontes renováveis (MINISTERIO DE INDUSTRIA, TURISMO

Y COMERCIO, 2005).

7 O país acabou não se valendo do previsto em lei e demorou a revisar esses benefícios, tanto que de 2008

a 2012 houve um aumento de capacidade instalada de: 61 MW a 2.000 MW de CSP e de 3.200 MW a

4.300 MW de FV (RED, 2012).

23

1.3.2.4 – Decreto Real 661/2007

Em 2007, outra revisão é feita na lei, com a homologação do Decreto Real

661/2007.

Desta vez o decreto foi elaborado com uma maior participação dos atores do

setor e o texto final foi consequência de quase um ano de negociações entre os diversos

agentes e o governo (GONZÁLEZ, 2008).

O decreto manteve as duas opções de venda (MINISTERIO DE INDUSTRIA,

TURISMO Y COMERCIO, 2007):

(a) Venda ao distribuidor. Uma tarifa fixa é recebida.

(b) Venda ao mercado atacadista de eletricidade. O gerador recebe o preço de

mercado mais um prêmio.

O D.R. 661 reafirma a prioridade de acesso ao grid por parte das geradoras de

EFR e exige que plantas com capacidade superior a 10MW sejam ligadas a um Centro

de Controle de Geração8. Além disso, o decreto cria um procedimento para divisão dos

custos de integração ao grid entre os diferentes atores, entretanto tais critérios

continuaram não sendo claros e a responsabilidade dos custos continuou em geral

recaindo sobre os geradores de EFR (GONZÁLEZ, 2008).

Quanto aos desvios de produção permitidos, o D.R. 661 restringiu mais ainda a

tolerância, diminuindo o limite aceito para instalações eólicas e solares de 20% para 5%

(o mesmo desvio permitido para as demais fontes). Porém, os geradores poderiam

corrigir suas previsões até uma hora antes da abertura do mercado (MINISTERIO DE

INDUSTRIA, TURISMO Y COMERCIO, 2007).

Outra importante medida do decreto é que ele alterou a base do suporte

financeiro, desvinculando-o da TME e atrelando-o ao Índice de Preço ao Consumidor

(IPC)9 (MINISTERIO DE INDUSTRIA, TURISMO Y COMERCIO, 2007).

Essa mudança foi motivada principalmente pela alta da TME entre 2005 e 2006

(4,5%), o que levou a um aumento do custo social do incentivo. Os produtores

preferiam o incentivo atrelado a TME devido à taxa de crescimento desta ser em geral

8 A central de controle de geração e transmissão de energia elétrica do sistema espanhol operada pela

RED (RED, 2011). 9 Menos 0,25% do IPC até 2012 e menos 0,5% do IPC a partir de então (GONZÁLEZ, 2008).

24

superior a do IPC, entretanto eles vêem como positivo o fato de o suporte ser atrelado

ao IPC por garantir uma certeza do incentivo10

(GONZÁLEZ, 2008).

Também motivado para controlar os custos da política de incentivo para o

consumidor final, o governo, através do D.R. 661, implementou um sistema cap-and-

floor. Ou seja, um teto para a soma “preço de mercado + prêmio” a fim de evitar lucros

extraordinários por parte dos produtores e altos custos para o consumidor; e um piso

para o “preço de mercado + prêmio”, de modo a garantir uma receita mínima aos

produtores e servir de incentivo como proteção em caso de grandes quedas no preço de

mercado (GONZÁLEZ, 2008).

Outras medidas do decreto 661 foram:

- as revisões dos incentivos passaram a ser de 4 em 4 anos começando em 2010. Assim

as incertezas quanto ao incentivo ainda existem, dado que dependem de decisão do

governo (e as revisões após 2010 do prêmio valem também para as instalações já

existentes).

- para Hidro, biomassa e biogás, há tarifas diferenciadas em função do horário de

operação, pico ou base.

- Período de transição: plantas que vendem para o distribuidor podem optar por

permanecer no regime do D.R.436 até o fim de sua vida útil; plantas que vendem para o

mercado tem o direito de receber o prêmio + o incentivo para participação no mercado

até 31/12/2012, depois disso passam a receber de acordo com o D.R. 661; as plantas

solares já existentes estão sujeitas ao D.R.661, sem período de transição.

1.3.2.5 – O Fim da Tarifação Feed-In e Resumo das Leis Espanholas

Em 12 de julho de 2013 foi sancionado o Decreto Real 9/2013, que adota

medidas urgentes para garantir a estabilidade financeira do sistema elétrico espanhol.

Talvez a principal medida seja a mudança nas tarifas feed-in para todas as fontes de

energia enquadradas no Regime Especial, com efeito sobre todos os contratos já

assinados (JEFATURA DEL ESTADO, 2013).

Apesar da aparente bem sucedida revisão regular das leis de incentivo às fontes

alternativas de energia, a expansão de fontes renováveis, entre elas eólica, fotovoltaica,

CSP dentro do Regime Especial, e, portanto, sujeitas a receitas por energia gerada maior

10

Essa indexação já havia sido proposta pela CNE em 2003 (GONZÁLEZ, 2008).

25

do que as de mercado resultou em déficit no sistema elétrico espanhol11

, estimado em

cerca de 4,5 bilhões de euros em 2013 (CSP WORLD, 2013).

O decreto afirma que as medidas são urgentes e visam proteger as contas do

setor e reconhece que os efeitos da crise econômica na Europa sobre a economia interna

da Espanha resultou em diminuição da demanda por energia elétrica no país. Sendo

assim a lei determina várias medidas, como:

- cortes nos custos de transmissão;

- cortes nos custos de geração;

- novas regras para o despacho de energia (como limites de energia a ser comprada de

geradores fotovoltaicos);

- mudança nas regras de tarifas (fim da tarifação feed-in) (JEFATURA DEL ESTADO,

2013).

Quanto a CSP, as tarifas feed-in que eram até então garantidas por lei por 25

anos foram canceladas. O governo estabeleceu metodologias de cálculo para

determinação de novas tarifas, contabilizando os custos de investimento, de modo a

garantir uma taxa de retorno “razoável” (segundo o governo) de 7,5% ao empreendedor

pelos próximos seis anos. Uma série de novos decretos são esperados ao longo do ano

para o setor (JEFATURA DEL ESTADO, 2013; CSP WORLD, 2013).

De acordo com CSP WORLD (2013) a associação da indústria de CSP da

Espanha considera que garantir uma taxa interna de retorno é o mínimo que o governo

deve fazer, mas julga a taxa determinada pela lei muito baixa e propõe que seja de no

mínimo 5% após descontados os impostos. De qualquer modo o fim da tarifação feed-in

deve gerar ainda discussões entre os diversos agentes envolvidos, e alguns casos podem

ir parar na justiça, como alegam empreendedores que se sentem lesados devido às

quebras de contrato (CSP WORLD, 2013).

Um resumo cronológico das leis, decretos e planos é apresentado na Tabela 3.

A Tabela 4 apresenta as tarifas feed-in para venda ao distribuidor conforme cada

decreto para as plantas fotovoltaicas e solares térmicas. Enquanto a Tabela 5 apresenta

os prêmios para comercialização no mercado de acordo com cada decreto para as

plantas fotovoltaicas e solares térmicas.

11

Foge ao escopo do trabalho analisar a origem a crise do setor e a relação da crise no setor com a crise

na União Européia e em especial com as graves taxas de desemprego na Espanha.

26

Tabela 3 – Cronologia das principais leis, decretos e planos Leis e decretos Planos

Lei 82/1980 Lei para conservação de energia

primeira a incentivar as fontes

alternativas

D.R.2366/1994 Estabeleceu bases contratuais entre

produtores de EFR e distribuidoras

Lei 54/1997 Lei do setor elétrico regulamenta o

sistema de tarifa espanhol; cria o Regime

Especial

D.R.2818/1998 Cria o sistema de incentivo as EFR

através de tarifações especiais

Plano de Fomento as Energias

Renováveis na Espanha 1999

Plano de infraestrutura para o gás e a

eletricidade 2002-2011

D.R.436/2004 1ª revisão das leis de incentivos as EFR

Plano de Energias Renováveis na

Espanha 2005-2010

D.R.661/2007 2ª revisão das leis de incentivos as EFR

D.R.9/2013 Fim da tarifação feed-in

27

Tabela 4 – Tarifa feed-in regulada [centavos de euro/kWh] 1999 2000 2001 2002 2003

Solar

<5kW 39,6 39,6 39,6 39,6 39,6

>5kW 21,6 21,6 21,6 21,6 21,6

<= 100kW

>100kW <=10MW

>10MW <=50MW

Solar Térmica

2004 2005 2006 2007

RD436 RD661

Solar

<5kW

>5kW

<= 100kW 41,4414 42,1498 44,0381 44,0381 44,0381

>100kW <=10MW 21,6216 21,9912 22,9764 22,9764 41,7500

>10MW <=50MW 21,6216 21,9912 22,9764 22,9764 22,9764

Solar Térmica 21,6216 21,9912 22,9764 22,9764 26,9375

Fonte: GONZÁLEZ (2008)

Tabela 5 – Prêmios para venda no mercado atacadista [centavos de euro/kWh] 1999 2000 2001 2002 2003

Solar

<5kW 36 36 36 36 36

>5kW 18 18 18 18 18

<=100kW

>100kW <=10MW

>10MW <=50MW

Solar Térmica 0,03 0,03 0,03 12 12

2004 2005 2006 2007 2007 2007 2007

RD436 RD661 cap floor

Solar

<5kW

>5kW

<= 100kW * * * *

>100kW <=10MW 18,738 19,059 19,912

>10MW <=50MW 18,738 19,059 19,912

Solar Térmica 18,738 19,059 19,912 25,4 34,397 25,403

Fonte: GONZÁLEZ (2008)

O exemplo espanhol apresentado neste documento mostra como as incertezas

inerentes a tecnologias em fase inicial demandam que as leis sejam revistas

regularmente, para que ajustes sejam feitos de acordo com os sucessos e fracassos

obtidos até então. Como se a cada decreto o Estado estivesse experimentando suas

decisões e seus estudos de possíveis cenários.

28

Em contrapartida, a revisão regular da lei gera novas incertezas para o

investidor, que pode hesitar em investir caso tema que mudanças futuras diminuam suas

receitas.

Entretanto, alguns erros e acertos podem ser utilizados como base para que

propostas para o mercado brasileiro evitem alguns percalços já observados na Espanha

ou em outros lugares do mundo. Ademais, as diferenças entre os mercados devem ser

analisadas em conjunto, pois medidas com efeitos positivos ou negativos na Espanha

podem não ter o mesmo efeito no Brasil, em função de particularidades de cada

mercado.

Apesar dos estímulos aos investidores e ao mercado consequente das leis e

decretos que foram apresentados, e em função dos custos elevados da energia solar, é

necessário também observar o papel de investimentos em P&D na expansão do uso de

plantas solares.

Ademais, a legislação vista até aqui objetiva atrair o investidor, ao tentar garantir

um mercado e receitas maiores para compensar os riscos do empreendimento. Mas

nesse caso o investidor ainda tem de arcar com esses custos iniciais elevados à espera

do retorno no futuro, como qualquer outro empreendimento.

Entretanto, em função dos altos custos de implantação e dos riscos associados,

talvez as leis de incentivo ao crescimento do mercado não sejam suficientes por si só

para expandir a oferta de eletricidade oriunda da energia solar e vale observar se outros

programas de incentivo do governo contribuíram em conjunto para a expansão do setor

na Espanha.

Ou seja, a tarifação feed-in visa aumentar a receita do empreendedor, enquanto

descontos em impostos, empréstimos a juros baixos e parcerias no custeio inicial da

fábrica, caso existam, seriam medidas de diminuição dos custos do empreendedor.

1.3.2.6 – P&D e Outros Incentivos e Subsídios

Conforme já citado, as tecnologias de geração de energia elétrica através da

energia solar térmica ainda estão em fase de P&D e é uma das mais caras dentre as

fontes alternativas de energia (para exemplos de custos nivelados de diferentes fontes

compilados por TAYLOR (2008), vide Tabela 6). Portanto, investimentos em P&D são

fundamentais para tornar a tecnologia mais eficiente e mais barata, e assim geram

patentes e vantagens em relação a outras empresas ou países.

29

Espanha e EUA foram escolhidos como os principais países a serem analisados

por apresentarem mais plantas em operação, conforme apresentado a seguir nesta seção

e quando forem analisadas as leis na Califórnia.

Tabela 6 – Compilação de custos nivelados presentes na literatura científica de

diferentes fontes

Geração elétrica

¢/MWh % da

capacidade

mundial a

b c

d

Fósseis

Carvão - - 35,00 a

60,00

24,40%

GN (ciclo combinado) 51,80 - 40,00 a

63,00

21,20%

GN (ciclo simples) 157,10 - - --

Renováveis/outras

Hidrelétrica de grande

porte

60,40 30,00 a 40,00 - 18,95%

Nuclear - - 30,00 a

50,00

6,50%

Eólica 49,30 40,00 a 60,00e 45,00 a

140,00

1,26%

FV 427,20 f 200,00 a

400,00g

- 0,11% h

Solar térmica 215,30 i 120 a 180,00 - 0,01%

a Os percentuais de combustíveis fósseis e nuclear são do fim de 2003 (IEA, 2005 apud TAYLOR, 2008), enquanto

os demais são do fim de 2004 (MARTINOT, 2005 apud TAYLOR, 2008) b

Dados de BADR e BENJAMIN (2003) apud TAYLOR (2008) a taxa de desconto de 10,8%. c

Dados de MARTINOT (2005) apud TAYLOR (2008) d

Dados de IEA (2005) apud TAYLOR (2008) a taxa de desconto de 10%. e

Estimativa para onshore, para offshore em torno de 60,00 a 100,00 US$/MWh. f

Planta de 50MW. g Para FV em telhados.

h Esse percentual é para off-grid e conectada ao grid em conjunto, enquanto a conectada ao grid sozinha corresponde

a cerca de 0,05%. i

Em conjunto com GN custa em torno de 135,20 US$/MWh e com armazenamento de calor em torno de

173,60US$/MWh.

Fonte: TAYLOR (2008)

A Plataforma Solar de Almería (Figura 7), pertencente ao CIEMAT (Centro de

Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas) sob o Ministerio de

Ciencia e Innovación, é o maior centro de P&D em concentradores solares da Europa e

situa-se no Deserto de Tabernas, em Almería, Espanha. Onde recebe uma radiação

direta acima de 1.900kWh/(m2.ano) e temperatura média anual em torno de 17°C

(MINISTERIO DE CIENCIA E INNOVACIÓN, 2011).

30

Figura 7 – PSA

Fonte: MINISTERIO DE CIENCIA E INNOVACIÓN (2011)

A PSA foi fundada em 1977 e em 1981 forneceu pela 1ª vez à rede energia

elétrica proveniente de energia solar térmica. Em 1987 assinou uma parceria com o

governo Alemão (MINISTERIO DE CIENCIA E INNOVACIÓN, 2011).

Ou seja, o principal centro de pesquisa em concentradores solares da Europa

existe desde 1977 e há 30 anos começou a gerar energia elétrica para a rede espanhola.

O conhecimento adquirido ao longo destes anos e o aprimoramento da tecnologia

contribuem para que a Espanha seja uma referência no setor hoje em dia.

O CIEMAT participa em parcerias dos consórcios de plantas solares no país,

como no caso da PS1012

, a primeira planta de torre de concentração a operar

comercialmente no mundo. E possui orçamento anual de aproximadamente 9 milhões

de euros, dos quais cerca de 30% vem de receita própria (MINISTERIO DE CIENCIA

E INNOVACIÓN, 2011).

A construção da PS10 durou mais de 4 anos13

, e custou 35 milhões de euros, dos

quais, 5 milhões foram subsidiados pela Comissão Européia e 1,2 milhão pelo governo

regional de Andalucía, o equivalente a mais de 17% em subsídios na construção

(GONZALEZ-AGUIAR, 2007, SOLARPACES, 2011 e NREL, 2011). Enquanto a

12

Participantes: Solúcar, Inabensa, CIEMAT, DLR, Fichtner (MINISTERIO DE CIENCIA E

INNOVACIÓN, 2011). 13

De julho de 2001 a dezembro de 2005 (SOLARPACES, 2011).

31

PS20 recebeu 1,9 milhão de euros do governo de Andalucía (SOLARPACES, 2011 e

NREL, 2011).

Apesar de poucos dados sobre os custos das plantas existentes serem públicos,

os 2 exemplos citados mostram uma cooperação direta do governo em arcar com parte

do capital inicial necessário para a construção de plantas solares.

1.4 O Mercado Elétrico da Califórnia

1.4.1 – A Reestruturação do Mercado

A reestruturação do mercado da Califórnia em si iniciou-se oficialmente em

1994 com a publicação pela CPUC (California Public Utilities Commission) da Order

Instituting Rulemaking, mas uma série de leis e decretos ao longo dos anos 1980 e 1990

contribuíram para a reestruturação do mercado. Destas leis e decretos, um marco é a

entrada em vigor da Assembly Bill (AB) 1890 em 1996, uma revisão da decisão de 1994

(TAYLOR, 2008).

Entretanto, para TAYLOR (2008), a reestruturação pode ser vista como um

processo iniciado em 1987, quando a CPUC começou um procedimento interno para

compreender porque as tarifas de eletricidade na Califórnia custavam de 75% a 80%

acima da média nacional14

, e ao longo do fim dos anos 80 e início dos anos 90, uma

série de decisões da CPUC e de leis estaduais contribuíram para a reestruturação do

mercado.

Portanto, em 23 de setembro de 1996 entrou em vigor a Assembly Bill (AB)

1890 que reestruturou o mercado de eletricidade californiano. As regras do novo

mercado valeriam a partir de 31 de março de 1998. Até então, uma única empresa

atendia cada cliente quanto à geração, transmissão, distribuição, medição e cobrança da

eletricidade. E a partir da nova lei, é criado um mercado spot de eletricidade (EIA,

1999).

Na nova estrutura de mercado, é permitido a todos os consumidores, localizados

dentro de territórios de serviço das seguintes IOUs (Investor-Owned Utilities), Pacific

Gas & Electric; San Diego Gas &Electric; Southern California Edison; PacifiCorp;

14

Em 1996 a tarifa elétrica da Califórnia era a 10ª maior entre todos os estados Norte-americanos. De

1990 a 1999, a demanda por eletricidade na Califórnia subiu 11,3%, enquanto a capacidade de geração

expandiu apenas 1,7% (SAWIN, 2001)

32

Sierra Pacific Power; or Bear Valley Electric, comprarem a energia em um mercado

livre, e não mais serem obrigados a comprar da empresa local (EIA, 1999 e TAYLOR,

2008).

O mercado criado foi chamado de Power Exchange (PX) e funcionaria como um

mercado de commodities (com os preços variando a cada hora), onde produtores

competiriam para vender sua eletricidade de acordo com as ofertas feitas pelos

compradores (EIA, 1999).

A lei determinou um período de transição de quatro anos, durante os quais novos

produtores de energia teriam a opção de vender sua energia diretamente aos

consumidores ou no mercado spot, enquanto as IOUs seriam obrigadas a comercializar

(compra e venda) a maior parte da eletricidade (produzida ou demandada) na PX (EIA,

1999).

Mesmo nos contratos diretos de compra e venda de energia elétrica, muitas das

vezes, suas bases contratuais passaram a ser atreladas ao preço no mercado spot. E

mesmo não sendo, o consumidor pode usar os preços do mercado como parâmetro para

avaliação de atratividade do contrato direto (EIA, 1999).

1.4.1.1 – Transmissão

Até a reestruturação do mercado, as IOUs detinham e operavam grande parte do

sistema de transmissão do estado. Para garantir aos novos produtores de energia

equidade de oportunidades e de acesso ao grid, a A.B. 1890 criou uma instituição do

estado, independente, com a função de ser o operador do sistema elétrico. As IOUs

continuaram donas das suas respectivas instalações de transmissão, mas foram

obrigadas a transferir o controle operacional das mesmas para o Independent System

Operator (ISO). Assim o ISO garantiu que nenhum comprador ou vendedor de

eletricidade pudesse bloquear o acesso de concorrentes ao grid (EIA, 1999).

Durante o período de transição, quase todos os consumidores (com exceção de

algumas instituições, em sua maior parte responsáveis por sistemas de irrigação na

agricultura) foram obrigados a pagar uma taxa (CTC)15

às IOUs como compensação por

investimentos passados feitos pelas IOUs em infraestrutura para garantir a distribuição

futura de eletricidade (responsabilidade das IOUs antes da reestruturação), que

15

Sigla para Competion Transition Charge, nome dado a essa taxa pela lei.

33

contavam com o retorno deste investimento. Entretanto, a reestruturação do mercado

tornou algumas instalações das IOUs obsoletas e essa taxa de compensação serviu para

dar retorno por esses custos (EIA, 1999).

Outra medida da reforma tornou mais transparente a conta de energia para o

consumidor. Com a lei, o valor da conta a ser pago teve de ser discretizado entre os

tipos de serviços e bens: geração, transmissão, distribuição, serviços, CTC e programas

de interesse público16

(eficiência energética, P&D, energia renovável e programas de

baixa renda)

1.4.2 – Principais Agentes

- CPUC (California Public Utilities Commission)

A CPUC regula as companhias privadas de energia elétrica, gás natural,

telecomunicações, água, ferrovias e trânsito ferroviário e companhias de transporte de

passageiros. A CPUC serve ao interesse público protegendo o consumidor e garantindo

o fornecimento seguro e confiável, bem como a manutenção e expansão da

infraestrutura necessária a custos razoáveis, sem esquecer o comprometimento com o

meio ambiente e a saúde econômica do estado (CPUC, 2011a).

Algumas responsabilidades da CPUC (DSIRE, 2011a):

- estabelecer os termos e condições de base a serem usados pelas IOUs em todos

os contratos com geradores de energia renovável (os contratos são de 10, 15 ou 20

anos);

- implementar regras flexíveis para o cumprimento das metas através de metas

anuais (o excesso em um ano de uma IOU pode ser usado em um ano de déficit)

- revisar e aprovar cada contrato de licitação feito pelas IOUs

- determinar o preço de referência do mercado (MPR, Market Price Referents).

- IOUs (Investor-Owned Utility)

Empresas privadas de eletricidade prestadoras de serviço com ações

comercializadas em bolsa, suas tarifas são reguladas e são autorizadas a obter lucro a

uma dada taxa de retorno (EIA, 2011). As três principais IOUs da Califórnia são (vide

16

Fundos criados para financiamento de programas do governo, como o PIER (Public Interest Energy

Research Program) e o Renewable Technology Program (TAYLOR, 2008).

34

Figura 8): Pacific Gas & Eletric (PG&E), Southern California Edison (SCE) e San

Diego & Eletric (SDG&E) (TAYLOR, 2008).

- CEC (California Energy Commission)

Criada em 1974, a CEC é a principal agência de política e planejamento

energético do estado e tem como algumas responsabilidades (CEC, 2011a e DSIRE,

2011a):

- manter dados históricos do setor energético e projetar a demanda futura de

energia;

- promover eficiência energética;

- investir em P&D no setor;

- promover o uso e expansão de energias renováveis;

- verificar que uma fonte renovável não seja contabilizada mais de uma vez no

RPS;

- determinar as regras para aceitação no programa de RPS por parte dos

produtores;

- investir em combustíveis alternativos para veículos;

- planejar e gerenciar a ação do estado em emergências energéticas.

- CARB (California Air Resources Board)

A CARB é parte da Agência de Proteção Ambiental da Califórnia, que se reporta

diretamente ao Governador. A CARB tem a responsabilidade de promover e proteger a

saúde pública, o bem estar social e ecológico através da redução de gases poluentes,

paralelo ao acompanhamento dos efeitos dessa política na economia do estado (CARB,

2009).

35

Figura 8 – IOUs da Califórnia

Fonte: CEC (2010)

1.4.3 – Breve Histórico dos Planos e Medidas Públicas de Incentivo às Energias

Renováveis na Califórnia

As políticas de incentivo na Califórnia têm como marco o ano de 1974, quando

foi aprovada a lei AB 1575 (the Warren-Alquist Act), que estabeleceu um programa de

pesquisa e desenvolvimento de tecnologias em energia solar (SAWIN, 2001). Além

disso, a mesma lei criou a agência de planejamento e políticas energéticas chamada

State Energy Resources Conservation and Development Commission, também

conhecida como California Energy Commission (CEC), que abriu as portas em 1975

(TAYLOR, 2008).

A maior parte das políticas de incentivo da Califórnia às fontes alternativas de

energia é voltada para geração distribuída, como aquecimento de água e fotovoltaica, ao

invés de sistemas térmicos de potência. Entretanto algumas políticas do estado

californiano e outras do Governo Federal (aplicadas pela Califórnia) também

36

incentivaram os sistemas térmicos de potência e as principais políticas a atingirem este

setor foram:

- PURPA (1978), incentivo financeiro ao mercado ao garantir a compra da energia

gerada por instalações específicas (Qualifying Facilities, QF) a um preço pré-definido;

- RPS (2002), determinação de cotas de compra de energia proveniente de fontes

renováveis por parte das distribuidoras do estado;

- Investimentos em P&D (seja investimento direto do governo ou oriundos do setor

privado, através de incentivos e leis), cujos principais programas foram ETAP (1984) e

PIER (1998);

- Isenções fiscais, empréstimos, descontos, subsídios e outros incentivos.

1.4.3.1 – PURPA

O PURPA foi uma política federal de incentivo, através de tarifação feed-in, a

fontes alternativas de energia. Entretanto a lei dava autonomia para que cada estado

determinasse as condições para recebimento dos benefícios e o método de cálculo das

tarifas, bem como a possibilidade das tarifas serem diferentes em função da fonte e do

porte das plantas.

Assim, na Califórnia, a década de 1980 foi marcada pelo impacto de duas

políticas de incentivo (PURPA e Power Purchase Agreements) que foram administradas

em conjunto para estimular o setor e apresentaram resultados positivos para a expansão

da energia solar, pelo menos durante um período. Diferentemente da maior parte das

políticas exclusivas do estado, estas duas em conjunto incentivaram majoritariamente a

energia solar térmica de potência ao invés das tecnologias de geração distribuída.

Através da CPUC, o governo da Califórnia implementou uma política de

incentivo ao crescimento do mercado ao impor às IOUs que comprassem a energia

gerada de certas instalações que atendessem a critérios pré-definidos, chamadas de

Qualifying Facilities (QFs) (TAYLOR, 2008).

Para serem enquadradas como QFs, as instalações tinham que produzir pelo

menos 75% de sua energia através de fontes renováveis (biomassa, lixo, água, solar e

eólica) e limitadas até 30MW de capacidade instalada, exceto biomassa, permitida até

80MW (SAWIN, 2001).

A Califórnia, ao aplicar o PURPA (Public Utility Regulatory Policy Act),

determinou que as IOUs comprassem energia das QFs a “custos evitados”, ou seja, pelo

37

valor dos custos economizados por não ter que construir uma nova usina (ou ainda,

custos marginais de expansão do grid) (TAYLOR, 2008).

Em 1980, a FERC (norma federal) impôs as IOUs à responsabilidade de fazer

todas as interconexões necessárias para que as QFs pudessem fornecer eletricidade a

rede; bem como a obrigatoriedade de compra de toda a energia gerada pelas QFs

independente de suas necessidades (TAYLOR, 2008).

Essas regras da FERC foram incorporadas ao PURPA e em 1982 a CPUC

beneficiou as QFs ao estipular um alto custo marginal de expansão do grid, reflexo das

perspectivas, à época, de preços altos de petróleo e gás no futuro. Este valor de compra

permaneceu fixo por dez anos, servindo de estímulo às energias renováveis. Esse

período representou os melhores anos do programa (TAYLOR, 2008).

Apesar de oficialmente o nome do programa não fazer referência a uma tarifação

feed-in, um preço de compra pré-fixado, acima do valor de mercado e válido para um

grupo específico de produtores se configura como uma política de incentivo feed-in, na

qual se procura garantir um preço mais alto para uma tecnologia mais cara e de maiores

riscos.

Também em 1982 a CPUC criou acordos de compra de energia de 10 anos

(Standard Offer Contracts), pois havia receio na Califórnia de que os atrasos nas plantas

nucleares, em construção à época, resultassem em déficit de capacidade instalada. A

CPUC criou os contratos de números 1 a 3, que não distinguiam a eletricidade gerada

entre as QFs de quaisquer outras plantas. Assim, a remuneração paga pelas IOUs aos

geradores seria igual, independentemente da fonte (SAWIN, 2001).

Entretanto, em 1983 a CPUC lançou o contrato de número 4, que consistia em

contratos de 15 a 30 anos com base nos custos marginais de expansão e com preço pré-

fixado pelos primeiros dez anos de operação da planta. Esse modelo de contrato só foi

assinado até 1985, quando foi cancelado por medo de excesso de capacidade instalada

no futuro a custos exagerados (SAWIN, 2001).

Assim como no caso espanhol, que revisava a lei a cada decreto, o que se pode

observar é que as principais motivações do cancelamento do programa era evitar os

altos custos à sociedade devido a uma expansão da oferta de energia além do necessário

e a preços acima do mercado.

Não por coincidência, foi nessa época, mais precisamente de 1984 a 1991, que

entraram em operação as nove plantas solares térmicas (com tecnologia de

concentradores parabólicos) conhecidas como SEGS (Solar Electric Generating

38

System)17

, que foram as primeiras plantas do tipo a operar comercialmente no mundo.

Durante esses oito anos, as SEGS foram responsáveis por 95% da energia produzida no

mundo proveniente de heliotermia, e seus custos nivelados caíram de 0,24 US$/kWh

para 0,08 US$/kWh (TAYLOR, 2008).

Depois do cancelamento dos Standard Offer Contracts 4 em 1985, a CPUC

redigiu uma nova versão final do contrato numero 4 em 1986, mas não chegou a

oficializá-la até 1992, mesmo assim o modelo nunca foi implementado. Em 1995, a

FERC desaprova o California's Biennial Resource Plan Update (BRPU)18

e freia o

avanço das energias renováveis no estado, acrescentando que o estado deve buscar

tecnologias alternativas contanto que estas não sejam mais caras que os custos de

expansão do grid (TAYLOR, 2008).

Após o período áureo do programa PURPA, em 1992 o preço de compra da

energia das QFs foi revisto pela CPUC, que o atualizou para os custos marginais de

expansão da época, que eram bem baixos em consequência da queda do preço do

petróleo durante a década de 1980. Assim, o programa passou por um longo período de

11 anos de estagnação. Esse período de baixa atratividade às QFs aliada à postura da

FERC trouxe incerteza aos investidores do setor (TAYLOR, 2008).

Isso evidencia que a motivação principal por trás dos incentivos às energias

renováveis era a diminuição da dependência da importação do petróleo, dado que

quando o preço do petróleo estava em alta no mercado internacional, foi quando

surgiram as principais políticas de incentivo e quando este baixou, os incentivos foram

reduzidos e/ou cancelados.

Além desse período negativo das políticas, mesmo quando em fase de expansão,

havia uma crítica severa por parte das empresas ao PURPA: de acordo com o vice-

presidente da Luz, os limites de capacidade instalada impostos pelos critérios das QFs

impediam ganhos por economia de escala, e assim as plantas não eram projetadas dentro

do tamanho ótimo para operação. Houve revisões provisórias nesses limites de tamanho,

mas como essas mudanças eram temporárias, isso contribuía mais ainda para as

incertezas de que os investidores tanto reclamavam (TAYLOR, 2008).

17

Construídas pela empresa Californiana Luz. 18

O BRPU previa um processo de licitação no qual as QFs concorriam apenas entre si, enquanto metas

percentuais obrigavam as IOUs a comprar energia proveniente de fontes renováveis. Esse plano foi

cancelado pela FERC, alegando que o plano obrigava as IOUs a arcar com custos acima dos custos

marginais de expansão e que os leilões deveriam ser abertos a todas as fontes de energia (ZUCCHET,

1995 apud TAYLOR, 2008).

39

1.4.3.2 – RPS (Renewable Portfolio Standard)

1.4.3.2.1 – Estados Unidos – Visão Geral

Um sistema como o RPS pode variar em detalhes de um lugar para outro, mas de

forma geral o sistema requer que um distribuidor/gerador/consumidor de eletricidade

compre uma quantidade crescente ao longo do tempo de eletricidade proveniente de

fontes renováveis de energia. O RPS é um mecanismo de mercado que estimula o

investimento em tecnologias de menores custos e riscos, pois as tecnologias mais caras

tendem a perder os leilões (WISER et al., 2011).

A maior parte dos estados e países que adota um sistema de cotas do tipo

costuma permitir o comércio de certificados. Essa comercialização facilita o

cumprimento das cotas por parte das instituições com metas (WISER et al., 2010).

Ainda não há um programa de RPS nacional, apesar de diversas propostas já

terem sido discutidas no congresso norte-americano. Mas do fim dos anos 1990 em

diante, vários estados do país começaram a adotar seus próprios programas19

(cada um

com suas leis específicas), em geral com metas variando de 15 a 25% de energias

renováveis de 2020 a 2030 (WISER et al., 2010) (vide Figura 9).

Figura 9 – Estados norte-americanos com RPS ou metas não compulsórias

Fonte: WISER et al. (2010)

19

De 1998 a 2009, foram adicionadas de capacidade instalada nos EUA mais de 37 GW de geração de

energia proveniente de fontes renováveis (fora hidroeletricidade). Destes 37 GW, cerca de 61% (ou 23

GW) ocorreram em estados com metas compulsórias de RPS (WISER et al., 2010).

Mandatório

Metas não mandatárias

40

Mesmo havendo cotas para compra de eletricidade proveniente de fontes

renováveis, os produtores de diferentes fontes competem entre si num leilão. Assim, as

instalações que oferecerem a energia ao menor preço ganham a licitação. Portanto, é

comum não haver muita diversificação de fontes renováveis, e sim uma expansão

daquela mais barata no país ou região, seja por domínio da tecnologia ou por vantagens

comparativas (vantagens geográficas, geológicas, climáticas).

Para estimular a diversificação, alguns estados também adotaram sistemas em

conjunto ao RPS de modo a incentivar alguma fonte específica, como metas (absolutas

ou percentuais) de expansão para a fonte em questão ou peso diferenciado para o crédito

proveniente de uma dada fonte20

. Por serem tecnologias mais caras que a eólica, essas

medidas costumam incentivar a fotovoltaica e/ou solar térmica de potência (WISER et

al., 2010).

A Califórnia não possui até então nenhum sistema do tipo (metas ou pesos

diferenciados por fonte), apesar de possuir outros programas de incentivo para geração

distribuída ou instalações de menor porte, como para sistemas de aquecimento por

exemplo. Mas esses programas não competem entre si, pois se destinam a tecnologias

e/ou portes diferentes.

A Tabela 7 mostra a composição percentual das capacidades instaladas de

diferentes fontes alternativas adicionadas de 1998 a 2009 nos EUA. Enquanto a Figura

10 mostra os percentuais em alguns estados do país, inclusive da Califórnia.

Tabela 7 – Participação percentual de cada fonte na expansão de 1998 a 2009

provenientes de RPS em todos os EUA

Eólica 94,0%

Geotérmica 1,4%

Biomassa 3,0%

Solar 1,5%


20

Por exemplo: 1kWh de energia solar poderia valer três vezes mais que o eólico, ou seja, comprar 1kWh

de energia solar contaria como 3kWh para a meta da empresa.

41

Figura 10 – Participação percentual de cada fonte na expansão de 1998 a 2009

provenientes de RPS em alguns estados americanos


1.4.3.2.2 – RPS na Califórnia

Após o sucesso do PURPA na década de 1980 e sua decadência na década de

1990, a Califórnia adotou um sistema de RPS a partir de 2002. De acordo com

TAYLOR (2008), o RPS estimulou os sistemas solares térmicos de potência mais que

qualquer outro instrumento desde o início dos anos 90, ou seja, desde a fase inicial do

PURPA nos anos 80.

A CPUC decidiu em 1995 por adotar um modelo RPS, mas somente em 2002 a

SB (Senate Bill) 1078 estabeleceu as regras de operação conjunta entre a CPUC e a

CEC para a implementação do programa, no qual as IOUs seriam obrigadas a aumentar

a cada ano a participação percentual de fontes renováveis em seu portfólio de compra

(pelo menos 1% ao ano) até atingir a meta de 20% em 2017 (TAYLOR, 2008).

As tecnologias aceitas dentro do programa RPS são: fotovoltaica, heliotérmica,

eólica, certas biomassas, geotérmica, certas hidrelétricas, oceânica, energia das marés,

células combustível a base de combustíveis renováveis, metano de aterro sanitário, e

conversão de lixo municipal sólido (não sua combustão direta)21

. A energia pode ser

21

Para maiores detalhes sobre condições para enquadramento no programa RPS, ver CEC (2011b).

Eólica Biomassa Solar Geotérmica Potência total (eixo direito)

% d

a ad

ição

de

po

tên

cia

inst

alad

a

Ad

ição

de

cap

acid

ade

inst

alad

a [M

W]

Nova Inglaterra Nova York

Califórnia Oeste exceto

Califórnia Meio-oeste Texas

42

produzida tanto dentro do estado quanto fora do mesmo, contanto que seja entregue

dentro do estado22

. Além disso, as QFs que começaram a vender energia antes de 26 de

setembro de 1996 sob contrato autorizado pela CEC também podem ser contabilizados

para as metas de RPS (DSIRE, 2011).

Cada contrato de RPS entre a geradora e a IOU tem de ser aprovado pela CPUC.

A Comissão compara o preço de cada contrato de RPS proposto com o MPR23

anual,

preços até o MPR são aceitos sem muita burocracia, enquanto propostas com preços

superiores ao MPR têm de passar por um procedimento para justificar os preços da sua

proposta, sendo também comparado com outras propostas e contratos aprovados

anteriormente pela Comissão (CPUC, 2010a).

De 2002 a setembro de 2010, as IOUs e as POUs assinaram contratos de RPS

que somados chegam a 21 GW. Desse valor, 41%24

são de energia solar, tanto de

concentradores solares quanto fotovoltaica de grande porte. Além disso, foram feitos

anúncios de plantas solares térmicas de grande porte sob as políticas de RPS da

Califórnia nos estados de Arizona, Novo México e Colorado. Essa expansão de plantas

solares se deve em grande parte à queda dos custos dessa energia, quando se lhe

comparam os custos da energia eólica (a principal energia alternativa já consolidada),

principalmente nessa região desértica dos EUA, onde ela se torna mais competitiva

(WISER et al., 2010).

De modo a acelerar a expansão das energias renováveis, em 2006, através da SB

107, a meta de 20% foi antecipada para 2010 e com valor de lei (CPUC, 2010b). Em

2009, o governador assinou uma ordem executiva (Executive Order S-21-09)

estipulando uma nova meta, de 33% para 2020 e estendeu as metas às publicly-owned

municipal utilities.

Essa mesma ordem repassou a responsabilidade de implementação e fiscalização

das RPS, que era dividida entre a CPUC e a CEC, para a California Air Resources

Board (CARB). A CPUC e a CEC continuaram responsáveis em tudo relacionado às

metas de 2010, mesmo passado o ano de 2010, enquanto a CARB ficou encarregada a

partir do ano de 2010 em regular e administrar a meta de 33% para 2020 e os meios para

22

Existem projetos sob os contratos de RPS da Califórnia em diferentes fases de andamento no Arizona,

Novo México e Colorado, inclusive heliotérmicos (WISER et al., 2010). 23

O Market Price Referent (MPR), estabelecido pela CPUC, representa o preço de mercado da

eletricidade, sendo o custo nivelado para uma nova planta termelétrica de 500 MW de ciclo combinado a

gas natural (CPUC, 2010a). 24

O restante provém: 53% de energia eólica, 3% de geotérmica e 3% de biomassa (WISER et al., 2010).

43

atingi-la, com autorização para alterar essa meta, criar novas, e acelerar o programa caso

considere possível (DSIRE, 2011).

Conforme já citado, são comuns governos que adotam modelos RPS também

adotarem um mercado interno de certificados, entretanto a Califórnia não possuía um

mercado até recentemente. De acordo com DSIRE (2011) e CPUC (2011b), a CPUC

autorizou em 13 de janeiro de 2011 o uso de créditos de energia renovável. As novas

regras são retroativas a 2010 de modo a auxiliar as IOUs a atingirem a meta de 20%

para aquele ano. Até 31 de dezembro de 2013, as IOUs podem utilizar certificados que

correspondam a até 25% de suas metas e há um preço teto de 50,00US$/MWh. A partir

de 2014 não haverá mais esses limites, nem de preço do certificado, nem de quantidade

para atingir as metas de RPS.

O preço teto de 50,00 US$/MWh para o certificado é o mesmo valor, não por

acaso, que a multa prevista por não comprometimento com a meta, de 0,05 US$/kWh

(limitada a um total de 25 milhões US$ por IOU) (CPUC, 2009 e DSIRE, 2011).

Mesmo com a comercialização de certificados, a meta de 20% para 2010 não foi

atingida. De acordo com CPUC (2011c), as três maiores IOUs juntas atingiram em 2010

cerca de 17% da energia comercializada proveniente de fontes renováveis, sendo:

- Pacific Gas and Electric (PG&E) – 15,9%

- Southern California Edison (SCE) – 19,3%

- San Diego Gas & Electric (SDG&E) – 10,5%

Outra medida importante para auxiliar o cumprimento das metas, inclusive dos

33% para 2020, foi o veto por parte do governador Schwarzenegger a propostas que

limitariam a quantidade de RPS de fora do estado que poderiam contar para as cotas

(SOLAR FEEDS NEWS AND COMMENTARY, 2010 e FEHERENBACHER, 2010).

O lobby para o veto ou limite de RPS fora do estado tem como objetivo gerar

mais empregos na Califórnia, mesmo que esta não seja a melhor decisão do ponto de

vista tecnológico.

1.4.3.3 – P&D e Outros Incentivos e Subsídios

Assim como este estudo fez para o caso espanhol, é importante verificar a

contribuição de outros incentivos ao mercado de energia solar na Califórnia, como P&D

e subsídios.

44

Em 1984, através do Rosenthal-Naylor Act (1984) foi criado um programa de

investimentos em pesquisa e desenvolvimento voltado para tecnologias do setor

energético chamado Energy Technologies Advancement Program (ETAP), cujas

responsabilidades cabiam a CEC (TAYLOR, 2008).

Além de financiar por conta própria, o estado da Califórnia também se utilizou

do poder da CPUC como órgão regulador monopolístico de energia para obrigar as

IOUs a investirem em P&D em solar e outras renováveis, bem como em eficiência

energética. Os investimentos chegaram a passar 120 milhões US$/ano (valor em US$ de

2007) (TAYLOR, 2008).

A disponibilidade de dados históricos dos investimentos em P&D em energia

solar na Califórnia é incompleta. Os investimentos feitos pela CEC em P&D em solar

térmica e fotovoltaica em alguns períodos de tempo nas décadas de 70 e 80 são

apresentados na Figura 11. A última coluna da mesma figura apresenta os investimentos

provenientes do programa ETAP de 1984 a 1991 (TAYLOR, 2008).

Investimentos no ano fiscal: ¹1977-78; ²1981-82; ³1982-83. 4Total gasto pelo programa ETAP da CEC de

1984 a 1991.

Figura 11 – Investimentos da CEC em P&D em energia solar térmica e fotovoltaica na

Califórnia

Fonte: (TAYLOR, 2008)

Durante a reestruturação do mercado, os investimentos em P&D no setor caíram

drasticamente. Os investimentos em P&D em tecnologias avançadas de geração de

energia caíram 85% de 1993 a 1995, enquanto as contribuições das IOUs ao centro de

pesquisa Eletric Power Research Institute caíram 50% de 1994 a 1995 (ZUCCHET,

1995 apud TAYLOR, 2008).

45

Para compensar a queda do ETAP, em 1997 foi criado o PIER (Public Interest

Energy Research), um programa público de P&D a ser financiado pela indústria privada

através de uma taxa coletada pelas IOUs e repassada ao fundo. No entanto, os valores

investidos pelo PIER ficaram bem abaixo dos alcançados na época do ETAP, cerca de

62,5 milhões US$/ano (valor em US$ de 2007) (TAYLOR, 2008).

O retorno para o governo de investimentos em P&D é difícil de mensurar.

Alguns dados interessantes de se observar são de patentes. De acordo com o

departamento de patentes dos EUA, a Califórnia foi responsável por 8,7% do total de

patentes registradas em 2006, mas quando observada por setor, o estado teve 22,9% das

patentes em soltar térmica de potência, 14,5% em fotovoltaica e 14,2% em aquecimento

solar. Entretanto, poucas destas patentes são atribuídas diretamente ao governo (exceto

as provenientes da Universidade da Califórnia). A CEC, por exemplo, não registrou

nenhuma patente em tecnologias solares, apesar de possuir várias patentes em plantas

térmicas a gás (TAYLOR et al., 2007).

Além de dar suporte financeiro a P&D, o estado da Califórnia também deu apoio

financeiro a empresas do ramo, principalmente empresas de pequeno porte de energia

solar (principalmente em aquecimento solar), que teriam menor resiliência à

volatilidade do mercado (TAYLOR, 2008).

Algumas das formas de incentivos mais comuns, tanto por parte do estado,

quanto Federal, são reduções ou isenções de impostos.

A seção 73 do Código de Impostos e Receita da Califórnia permite redução do

imposto de propriedade para certos tipos de sistemas de energia solar25

instalados entre

1º de janeiro de 1999 e 31 de dezembro de 2016. A exclusão é de 100% do valor do

sistema quando a fonte de energia é 100% solar; para sistemas que complementam a

fonte solar com outras energias, como elétrica ou fóssil, a isenção é de 75% do seu valor

total (DSIRE, 2010a).

Outro exemplo de incentivo econômico, dado pelo estado da Califórnia às

energias renováveis e que inclui a energia solar térmica, é a isenção de impostos de

compra de equipamentos. Vigente desde 24/03/2010 e previsto até 01/01/2021, a SB71

estabeleceu a exclusão de impostos sobre compra em despesas relacionadas a design,

25

Sistemas solares térmicos de potência estão entre os beneficiados, enquanto piscinas solares não

recebem esse desconto (DSIRE, 2010).

46

fabricação, produção ou montagem de equipamentos de energia renováveis26

e

equipamento alternativo de transporte no estado (DSIRE, 2010b).

A Tabela 8 apresenta um resumo de mais alguns programas de incentivo

financeiro por parte do Governo, seja financiado pelo estado da Califórnia ou pelo país.

Para maiores detalhes sobre estes programas, vide DSIRE (2011b).

Tabela 8 – Resumo de alguns programas governamentais de incentivo econômico à

energia solar

Programa Estado Descrição resumida

Marin Clean

Energy – Feed-In

Tariff

Califórnia Comunidade da Califórnia lançou em maio de 2010

este incentivo. Válido para instalações de até 1 MW

e total de 2 MW.

California Feed-In

Tariff

Califórnia Lançada em 14/20/2008 e alterada em 11/10/2009,

as regras ainda não foram aplicadas e podem sofrer

novas alterações.

US Department of

Treasury –

Renewable Energy

Grants

Federal O Governo concede crédito equivalente a 30%27

do

valor da propriedade para construções iniciadas

entre 01/01/2009 e 31/12/2011.

USDA – High

Energy Cost Grant

Program

Federal Foi disponível de 2000 a 2008 para projetos em

comunidades onde o custo da energia fosse pelo

menos 275% acima da média nacional. Eram

concedidos créditos de 75 mil a 5milhões US$.

Business Energy

Investment Tax

Credit (ITC)

Federal 30% (no caso de energia solar) dos gastos totais da

instalação em títulos de crédito fiscal. Válido para

plantas que entrem em operação até 2016.

Clean Renewable

Energy Bonds

(CREBs)

Federal Um total de 2,4 bilhões US$ destinados a

empréstimos para diversos projetos na forma de

créditos fiscais a taxa teórica de 0%. Os pedidos

para o incentivo expiraram em 01/11/2010.

Renewable Energy

Production

Incentive (REPI)

Federal Incentivo de 2,2 c/kWh de eletricidade vendida

especificamente para entidades do governo (sujeita

a disponibilidade de recurso em cada ano fiscal).

Válido até 01/10/2016.

Fonte: DSIRE (2011b)

À guisa de exemplificação, no ano fiscal de 2007 o governo dos EUA investiu

cerca de 1,7 bilhões de dólares em P&D no setor elétrico, dos quais, 108 milhões US$

em energias renováveis. Porém a maior parte dos incentivos do governo no setor foi em

26

Esta lei considera como renováveis: solar, biomassa, eólica, geotérmica, hidroeletricidade (<30 MW)

ou qualquer outra energia cujo uso eficiente reduza o consumo de combustíveis fósseis e/ou nuclear

(DSIRE, 2010b). 27

O percentual varia de acordo com a tecnologia. Para o caso de energia solar, o valor é de 30%.

47

descontos e/ou isenção de impostos, cerca de 4,3 bilhões US$ (EIA, 2008), como pode

ser visto na Tabela 9.

Tabela 9 – Subsídios e incentivos governamentais ao setor elétrico (ano fiscal de 2007)

Combustível/Outros Gastos

diretos

Isenção de

impostos

P&D Incentivo

federal a

eletricidade

Total

Carvão - 264 522 68 854

Carvão refinado - 2.156 - - 2.156

GN e líquidos de

petróleo

- 203 4 20 227

Nuclear - 199 922 146 1.267

Renováveis 3 724 108 173 1.008

Transmissão e

distribuição

- 735 140 360 1.235

Total 3 4.281 1.696 767 6.747

Fonte: EIA (2008)

O levantamento feito por EIA (2008) apresenta o total de subsídios e suportes

econômicos dados pelo governo aos setores de geração de energia do país separados por

fonte de energia em 2007 (vide Tabela 10). Quando relativizados pela quantidade de

energia elétrica gerada no mesmo período, observa-se a discrepância entre as

tecnologias consolidadas e as tecnologias alternativas (vide Tabela 10 e Tabela 11).

48

Tabela 10 – Subsídios e suporte à produção elétrica por fontes de energia (ano fiscal de

2007)

Combustível / Uso

final

Geração

líquida

[bilhões kWh]

Subsídios e

suportes financeiros

[milhões US$]

Subsídios e suportes por

unidade de produção

[US$/MWh]

Carvão 1.946 854 0,44

Carvão refinado 72 2.156 29,81

Gás Natural e

líquidos de petróleo

919 227 0,25

Nuclear 794 1.267 1,59

Biomassa

(e biocombustíveis)

40 36 0,89

Geotérmica 15 14 0,92

Hidrelétrica 258 174 0,67

Solar 1* 14 24,34

Eólica 31 724 23,37

Landfill Gás 6 8 1,37

Lixo sólido

municipal

9 1 0,13

Renováveis

não alocadas **

- 37 -

Renováveis

(subtotal)

360 1.008 2,80

Transmissão e

distribuição

- 1.235 -

Total 4.091 6.747 1,65 *Arredondado para o número inteiro mais próximo. O valor gerado foi em torno de 583 milhões kWh.

**Inclui projetos financiados pelo Clean Renewable Energy Bonds e pelo Renewable Energy Production

Incentive. Fonte: EIA (2008)

Tabela 11 – Subsídios e suporte por unidade de produção (as 4 fontes mais beneficiadas

e as 4 menos beneficiadas)

Combustível / Uso final Subsídios e suportes por unidade de produção

[US$/MWh]

As 4 fontes mais baixas em Subsídios e suportes por unidade de produção

Lixo sólido municipal 0,13

Gás Natural e líquidos de petróleo 0,25

Carvão 0,44

Hidrelétrica 0,67

As 4 fontes mais altas em Subsídios e suportes por unidade de produção

Carvão refinado 29,81

Solar 24,34

Eólica 23,37

Nuclear 1,59

Fonte: EIA (2008)

49

Por fim, a Tabela 12 apresenta algumas plantas em operação nos EUA e alguns

benefícios recebidos que contribuíram na construção e/ou operação de cada planta.

Enquanto na seção seguinte são listadas as plantas em operação, em construção e em

planejamento, de forma análoga ao que foi apresentado sobre a Espanha.

Tabela 12 – Exemplos de plantas americanas subsidiadas

Plantas Benefícios Tecnologia Em

operação

desde

Capacidade Estado

SEGS I a IX - Depreciação

acelerada

- Investimento

estatal e federal

- Exclusão dos

impostos de

propriedade

Concentradores

parabólicos

SEGS I -

1984 e

SEGS IX

– 1990

>350 MW

somadas

CA

Nevada Solar

One

30% de créditos

federais em

impostos

Concentradores

parabólicos

2007 72 MW NV

Kimberlina

Solar Thermal

Power Plant

(demonstração)

Créditos

federais em

impostos

antecipados

Fresnel 2008 5 MW CA

Sierra

SunTower

30% de créditos

federais em

impostos

Torre de

Concentração

2009 5 MW CA

Fonte: NREL (2011) e SOLARPACES (2011)

1.5 Comparação entre a Espanha e a Califórnia

Os dois países investem em P&D desde as décadas de 1970 e 1980 e são

pioneiros no desenvolvimento de tecnologias no setor. Apesar de os dados de P&D da

Califórnia e dos EUA serem mais abrangentes, o maior centro atualmente da Europa de

P&D no setor situa-se na Espanha e foi fundado em 1977.

Entretanto, se analisadas as datas de inauguração das plantas, observa-se que a

maior parte da potência instalada da Califórnia é mais antiga que as espanholas. As

SEGS começaram a entrar em operação em 1984 (SEGS I) e a última delas no início

dos anos 1990 (SEGS IX). Estas plantas, conforme já citado, foram resultado direto do

PURPA, que foi um modelo que garantia um valor pré-fixado de compra de energia

renovável, ou seja, uma tarifação feed-in. Além de terem garantias de valor de compra

da eletricidade, estas também receberam descontos fiscais e subsídios.

50

As SEGS correspondem a cerca de 350 MW de potência instalada, 65% da

capacidade instalada no estado.

Apesar de investir em pesquisa desde a década de 1970, as plantas comerciais de

50 MW, como Andasol 1 e 2 (www.power-technology.com/projects/) entraram em

operação em 2009; a PS10 (torre de concentração de 11 MW) começou a operar em

2007. Ou seja, as plantas em operação na Espanha são mais recentes, inclusive mais

modernas que as SEGS, e são consequência do desenvolvimento tecnológico do setor,

de financiamento público, conforme já citado, e consequência também do sistema feed-

in iniciado em 1998 na Espanha.

Outra diferença observada entre as plantas californianas e espanholas, tanto entre

as já construídas quanto as em fase de planejamento, é o porte das mesmas. Devido ao

Regime Especial da Espanha restringir o tamanho da planta a 50 MW, os projetos

espanhóis são subdivididos em módulos de 50 MW, para que as plantas tenham direitos

aos bônus financeiros previstos em lei. Entretanto os empresários alegam que essa

limitação dificulta economias de escala. Em contrapartida, por não haver tal limitação,

há plantas em fase de planejamento na Califórnia com capacidade prevista de 100 a 900

MW.

A capacidade instalada de concentradores solares na Espanha se aproximou da

ordem de grandeza da Califórnia em meados de 2010 com cerca de 380 MW e 430 MW

respectivamente (valores em junho de 2010). Assim como a geração de eletricidade em

2009 foi de 296 mil GWh (produção bruta, MINISTERIO DE INDUSTRIA, TURISMO

Y COMERCIO, 2009) na Espanha e também cerca de 296 mil GWh na Califórnia no

mesmo ano (CEC, 2011c). De lá pra cá a expansão de instalação de plantas espanholas

foi maior que na Califórnia e chegou a quase quatro vezes mais que na Califórnia (vide

Tabela 13).

Mas já se observa um arrefecimento na Espanha, com apenas 350 MW em

construção e nada em planejamento (resultado direto do cancelamento do feed-in). Em

contrapartida, a Califórnia continua em expansão (1.314 MW em construção e mais de

2.000 MW em planejamento).

As plantas em planejamento demonstram um interesse e até mesmo um

movimento do mercado, mas não dão garantia de implementação dos projetos, bem

como não têm em sua maioria previsão de data para início da construção nem de entrada

em operação. Ou seja, não se configuram como dados confiáveis e podem mudar diante

de mudanças de políticas de governo ou no mercado de energia.

http://www.power-technology.com/projects/

51

Tabela 13 – Quadro comparativo resumo dos casos espanhol e californiano

Tópico Espanha Califórnia

Início do Programa/Lei Lei 82/1980 primeiro

incentivo às fontes

alternativas

Feed-in instaurado pela lei

54/1997 e pelo decreto

2818/1998

1978 – PURPA (feed-in)

2002 – RPS

Potência instalada 2.007 MW 538 MW

Em construção Aprox. 350 MW 1.314 MW

Em planejamento - 2.245 MW

Subsídios e investimentos

direto no setor

Exemplos: 5 milhões de

Euros para a PS10 e 1,9

milhão para a PS20

Em 2007, os EUA

investiram em subsídios e

suporte 24,34 US$ por

MWh de eletricidade

gerado no setor de energia

solar, enquanto a média em

todo o setor elétrico foi

1,65 US$ por MWh.

Riscos relativos ao preço

da energia gerada

As tentativas de tornar uma

revisão da lei retroativa

foram em sua maioria

combatidas com sucesso.

Mas as constantes revisões

eram sempre motivos de

apreensão por parte dos

produtores.

52

2 – TECNOLOGIAS CSP

2.1 Histórico da energia solar térmica concentrada

De acordo com KALOGIROU (2009), o uso da energia solar em grande porte

mais antigo é creditado, embora não comprovado, a Arquimedes (282 a 212 a.C.), que

teria queimado a frota romana na Baía de Syracuse (hoje pertencente a Itália)

concentrando raios solares em um foco a ponto de aquecê-los até pegarem fogo. O fato

foi referenciado por diversos autores entre 100 a.C. e 1.100 d.C. e no livro Optics

Vitelio, do matemático polonês Vitelio. O aparelho usado por Arquimedes foi descrito

como um vidro composto com 24 espelhos que convergiam para um único ponto focal,

enquanto alguns historiadores acreditam que Arquimedes teria utilizado escudos de

soldados ao invés de espelhos em função da tecnologia de manufatura de vidros

creditada àquela época. Há relatos de que Arquimedes teria escrito um livro (On

Burning Mirrors), mas nenhuma cópia sobreviveu. Durante o período Bizantino,

Proclus repetiu o suposto experimento de Arquimedes e queimou a frota inimiga em

Constantinopla.

Já no século XVIII, na Europa e Oriente Médio, começaram a ser desenvolvidas

fornalhas solares, cuja aplicação era a fundição de metais, principalmente ferro e cobre

(LODI, 2011). De acordo com KALOGIROU (2009), uma das primeiras aplicações em

larga escala foi a fornalha solar desenvolvida por Lavoisier em 1774 (Figura 12). Esta

fornalha possuía uma lente de 1,32m e outra secundária de 0,2m e foi capaz de atingir

temperaturas de 1.750°C.

53

Figura 12 – Fornalha solar de Lavoisier (1774)

Fonte: KALOGIROU (2009)

Durante o século XIX surgiram as primeiras tentativas de gerar vapor (à baixa

pressão) a partir da radiação solar. As primeiras máquinas a vapor movidas à energia

solar teriam sido construídas por Augusto Mouchot de 1864 a 1878 na Europa e norte

da África (RAGHEB, 2011 apud LODI, 2011).

Uma de suas máquinas, uma impressora movida à energia solar foi apresentada

em uma exposição internacional em Paris em 1882 e imprimia 500 cópias por hora

(Figura 13), mas foi considerada pelo governo francês cara demais para ser fabricada

em larga escala (RAGHEB, 2011 apud LODI, 2011).

54

Figura 13 – Coletor parabólico de uma impressora à energia solar (Paris, 1882)


De acordo com JORDAN e IBELE (1956) apud KALOGIROU (2009), o

desenvolvimento de novos sistemas teve continuidade nos EUA, onde um engenheiro,

Capitão John Ericsson, construiu o primeiro motor a vapor movido diretamente à

energia solar. O Capitão construiu ao todo oito sistemas de aquecimento direto de água

ou ar como fluidos de trabalho em cilindros-parabólicos (Figura 14).

Figura 14 – Concentrador parabólico de John Ericsson (1870)

Fonte: RAGHEB (2011) apud LODI (2011)

55

O século XX apresentou uma continuidade na evolução do uso da energia solar

em concentradores. Em 1901, A. G. Eneas instalou um coletor solar para bombeamento

de água em uma fazenda da Califórnia. Segundo KREITH e KREIDER (1978) apud

KALOGIROU (2009), o sistema consistia de uma estrutura similar a um guarda-chuva

invertido, composto por 1788 espelhos alinhados em sua parte interna. Os raios do sol

eram concentrados em uma caldeira localizada em seu ponto focal. Na caldeira, água

era vaporizada e utilizada para operar uma centrífuga.

Em 1912, Frank Shuman e Charles Vernon Boys construíram uma planta de

bombeamento de água próximo ao Rio Nilo, no Egito (à época a maior do mundo) (uma

foto da planta é apresentada na Figura 15). O campo solar da planta ocupava cerca de

1.200 m², era composta por coletores cilindro-parabólicos de 62m de comprimento e

4,5m de largura; a água era aquecida até virar vapor diretamente nos receptores e

operava uma bomba com vazão máxima de 22,7 m³ de água por minuto (potência de 75

kW) (RAGHEB, 2011 apud LODI, 2011).

Frank Shuman, inventor e empresário americano, é apresentado por RAGHEB

(2011) apud LODI (2011) como um visionário da energia solar e pioneiro da geração de

energia em larga escala proveniente de energia solar.

Apesar de o projeto ter sido bem sucedido, a planta foi desativada em 1915 em

função da 1ª Guerra Mundial, que se apropriou do material da planta. Ademais, após a

guerra, grandes descobertas de campos de petróleo no Oriente Médio e na Venezuela,

contribuíram para a expansão do setor petrolífero e em paralelo para um esquecimento

da energia solar (LODI, 2011).

56

Figura 15 – Planta de bombeamento de águas do Nilo (Egito, 1913)

Fonte: RAGHEB (2011) apud LODI (2011)

Durante a década de 1970, ocorreram o primeiro e o segundo choques do

petróleo, em 1973 e 1978 respectivamente (YERGIN e HOBBS, 2005). Essa crise de

abastecimento estimulou no mundo o incentivo de diversas fontes alternativas de

energia e, inclusive, o desenvolvimento dos atuais modelos de coletores solares

começou nos EUA na década de 1970 coordenados pelo DOE.

A primeira planta solar comercial foi instalada no Novo México em 1979 pelo

laboratório Sandia (Sandia National Laboratory), composta por coletores cilindro-

parabólicos que atingiam temperaturas de até 500°C e utilizada inicialmente para calor

de processos industriais (RAGHEB, 2011 apud LODI, 2011).

Os grandes investimentos em P&D no setor na Europa também surgiram na

década de 1970. A Plataforma Solar de Almería (PSA), vide Figura 16, pertencente ao

CIEMAT (Centro de Investigaciones Energéticas Medioambientales y Tecnológicas)

sob o Ministerio de Ciencia e Innovación, é o maior centro de P&D em concentradores

solares da Europa e situa-se no Deserto de Tabernas, em Almería, Espanha. A PSA foi

fundada em 1977 e em 1981 forneceu pela 1ª vez à rede energia elétrica proveniente de

energia solar térmica através do projeto de demonstração chamado SSPS/DCS (Small

Solar Power Systems/Distributed Collector System) constituído de dois campos solares

de cilindro-parabólicos com uma área de absorção de 7.602 m². Em 1987, o centro de

57

pesquisa assinou uma parceria com o governo Alemão (RAGHEB, 2011 apud LODI,

2011 e MINISTERIO DE CIENCIA E INNOVACIÓN, 2011).

O CIEMAT (Figura 16) participa em parcerias dos consórcios de plantas solares

na Espanha, como no caso da PS1028

, a primeira planta de torre de concentração a

operar comercialmente no mundo (em 2007) (MINISTERIO DE CIENCIA E

INNOVACIÓN, 2011).

Figura 16 – Planta Solar de Almería (PSA)

Fonte: MINISTERIO DE CIENCIA E INNOVACIÓN (2011)

Em 1982 a companhia Luz International Limited (Luz) desenvolveu coletores

solares cilindro-parabólicos e foi responsável pela primeira planta comercial de

eletricidade do mundo, a SEGS I (de 14 MW), que entrou com operação em 1983. Em

seguida foram mais oito plantas, as SEGS II a IX, com capacidades de 30 a 80 MW

cada (LODI, 2011). Entretanto, em 1991 a Luz faliu e as plantas foram revendidas

separadamente para diferentes grupos de investidores e todas elas continuam em

operação (RAGHEB, 2011 apud LODI, 2011).

Em 1986, o excesso de capacidade ociosa da indústria petrolífera levou ao

contrachoque do petróleo, quando o preço do barril de petróleo leve despencou a menos

28

Participantes: Solúcar, Inabensa, CIEMAT, DLR, Fichtner (MINISTERIO DE CIENCIA E

INNOVACIÓN, 2011).

58

de 10 US$ (MAUGERI, 2004). A abundância de petróleo barato diminuiu o

investimento e o ritmo de desenvolvimento de diversas fontes alternativas de energia.

Assim, nos EUA, a década de 1990 apresentou uma queda de investimentos no

setor, o modelo federal que incentivou o surgimento das SEGS na Califórnia, o PURPA,

entrou em decadência e o cenário nos EUA só voltou a ficar favorável à energia solar

com a adoção de novas políticas de incentivo em diversos estados do país adotadas nos

anos 2000, em sua maioria RPS (Renewable Portfolio Standard). No caso da Califórnia,

o modelo foi adotado a partir de 2002 (TAYLOR, 2008). O RPS é um modelo que se

baseia em um mecanismo econômico no qual é determinada uma cota de energia

renovável (ou de uma fonte específica) e, assim, o equilíbrio de mercado leva ao preço

de equilíbrio (DUTRA, 2007).

Outro marco para o setor no mundo foram as leis de incentivo espanholas,

iniciadas em 1998 a partir do Decreto Real D.R. 2818/1998 que propôs os

procedimentos administrativos e as condições para beneficiar plantas de energias

renováveis e fontes alternativas, que passaram a receber tarifação diferenciada e acima

do valor de mercado (tarifação feed-in) como forma de incentivo. Entretanto o modelo

de incentivo sofreu uma mudança repentina, influenciado pela crise econômica na

Europa e, principalmente, no país, o que acarretou no cancelamento da tarifa

diferenciada para diversas fontes, inclusive para contratos já assinados (MINISTERIO

DE INDUSTRIA Y ENERGÍA, 1998 e GONZÁLEZ, 2008, JEFATURA DEL

ESTADO, 2013).

O conhecimento adquirido em P&D ao longo destes anos e o aprimoramento da

tecnologia, bem como incentivos econômicos, contribuem para que EUA e Espanha

sejam em 2013 os países referências no setor de energia solar térmica de alta potência

(GONZÁLEZ, 2008; TAYLOR, 2008; WISER et al., 2011; DSIRE, 2011a; DSIRE,

2011b; MINISTERIO DE CIENCIA E INNOVACIÓN, 2011).

2.2 Coletores Solares

Coletores solares são trocadores de calor que transformam radiação solar em

calor. O coletor capta a radiação solar, a converte em calor, e transfere esse calor para

um fluido (ar, água ou óleo em geral) (DUFFIE e BECKMAN, 2006).

Os coletores podem ser basicamente de dois tipos: não-concentradores e

concentradores. Os coletores não concentradores possuem a mesma área de abertura

59

(área para interceptação e absorção da radiação) e são aplicáveis para sistemas que

necessitem de baixa temperatura. Em aplicações que demandem temperaturas mais

elevadas, são mais adequados os concentradores solares, que possuem em geral uma

superfície refletora (em alguns modelos são utilizadas lentes) que direcionam a radiação

direta a um foco, onde há um receptor pelo qual escoa o fluido absorvedor de calor

(LODI, 2011; SORIA, 2011 e BURGI, 2013).

Os coletores solares ainda podem ser classificados em estacionários ou

rastreadores. Dentre os rastreadores, os coletores podem rastrear em um eixo ou em dois

eixos. Uma listagem com os principais modelos, bem como algumas características de

cada um, é apresentada na Tabela 14 (KALOGIROU, 2009).

Tabela 14 – Classificação dos coletores solares por graus de rastreamento

Motora Coletor Receptor Taxa de

concentração29

Faixa de

temperatura

(°C)

Est

acio

nár

io solar plano Plano 1 30 a 80

tubular a vácuo Plano 1 50 a 200

parabólico

composto Tubular

1 – 5 60 a 240

Ras

trea

men

to

em 1

eix

o

5 – 15 60 a 300

Refletor linear

Fresnel Tubular 10 – 40 60 a 250

cilíndrico

parabólico Tubular 10 – 85 60 a 400

Ras

trea

men

to

em 2

eix

os

Disco parabólico Pontual 600 – 2000 100 a 1500

Heliostato

(torre central) Pontual 300 – 1500 150 a 2000


29

A taxa de concentração é a razão entre a área de abertura do coletor (não a área de superfície dos

espelhos, mas sim a área do plano perpendicular ao raio incidente) sobre a área de absorção do receptor.

O Concentrador reflete a radiação solar direta que incide em uma grande área em uma área menor

(KALOGIROU, 2009).

60

Os coletores solares com concentração podem ser utilizados em diferentes

sistemas para geração de energia elétrica. Os principais tipos de sistema encontram-se

listados na Tabela 15.

Tabela 15 – Características de diferentes tecnologias CSP

Tecnologia Faixa de

capacidade

indicada

(MW)

Taxa de

concentração

Eficiência

solar-

elétrica (%)

Área

requerida

(m²/kW)*

Parabólico 10-200 70-80 10-15 18

Fresnel 10-200 25-100 9-11 -

Torre 10-150 300-1000 8-10 21

Disco 0,01-0,4 1000-3000 16-18 20

Fonte: KALOGIROU (2009), *BEERBAUM e WEINREBE (2000)

2.2.1 Concentradores Cinlíndricos-parabólicos

Os coletores cilindrícos parabólicos são revestidos por um material refletor em

formato parabólico. Ao longo da linha de foco do refletor parabólico é colocado um

tubo metálico preto, coberto por um tubo de vidro para evitar perdas de calor,

denominado receptor (KALOGIROU, 2009). À guisa de exemplificação, vide fotos nas

Figura 17 e Figura 18.

Figura 17 – Concentrador parabólico

Fonte: DARKOPTIMISM (2011)

61

Figura 18 – Concentrador parabólico

Fonte: RENEWABLE POWER NEWS (2009)

Quando a parábola aponta para o sol, os raios diretos do sol são refletidos pela

superfície e concentrados no receptor (vide Figura 19). A radiação concentrada aquece o

fluido que circula internamente no tubo.

Figura 19 – Desenho esquemático da concentração da radiação em um concentrador

parabólico

Fonte: SOLARPACES (2011) apud LODI (2011)

62

É comum serem construídos com sistema de rastreamento de um eixo, podendo

ser orientados no sentido leste-oeste com rastreamento do sol de norte a sul, ou no

sentido norte-sul rastreando o sol de leste a oeste (esboço na Figura 20) (KALOGIROU,

2009).

- sentido leste-oeste: tem como vantagens o fato de mover-se pouco ao longo de

todo o dia e de sempre ficar diretamente voltado para o sol ao meio-dia. Em

contrapartida, tem uma performance reduzida no início do dia e no fim da tarde, devido

aos maiores ângulos de incidência dos raios solares sobre a superfície coletora.

- sentido norte-sul: tem os maiores ângulos de incidência durante o meio-dia e

consequentemente as maiores perdas de calor nessa fase do dia, enquanto aponta mais

diretamente para o sol no início do dia e no fim da tarde.

Durante o período de um ano, o coletor direcionado no sentido norte-sul absorve

um pouco mais de energia que um orientado leste-oeste. Entretanto, o coletor norte-sul

coleta mais calor no verão e menos no inverno que um leste-oeste, que possui uma

produção de energia mais uniforme ao longo do ano. Portanto, a escolha da orientação

depende também da aplicação e de quando há mais necessidade de energia, ou seja, se a

demanda sofre significativa variação em função da estação do ano, inverno ou verão, ou

se varia mais durante as horas do dia. (KALOGIROU, 2009)

Figura 20 – Rastreamento do sol no sentido leste-oeste

Fonte: ABS (2010)

Receptor

Radiação direta normal

Motor

Movimento do Sol de leste a oeste

Cilindro parabólico

63

Os concentradores parabólicos são a mais madura tecnologia solar de geração de

calor. A energia deste fluido pode ser usada para geração elétrica ou para calor de

processo (TAYLOR, 2008; WISER et al., 2011).

As primeiras plantas comerciais do tipo no mundo começaram a operar em

meados da década de 1980 no estado da Califórnia, EUA (vide Tabela 16). Um

complexo de 9 plantas conhecidas como SEGS (Solar Electric Generating Systems),

numeradas de um a nove em algarismos romanos. Nessas plantas, foram utilizados três

projetos diferentes de coletores: LS-1 na SEGS I, LS-2 nas SEGS II a VII e LS-3 para

as SEGS VII a IX (DUFFIE e BECKMAN, 2006 e KALOGIROU, 2009).

Tabela 16 – Características das 9 plantas SEGS da Califórnia

Planta Ano de

operação

Potência

Líquida

(MWe)

Temp. de

saída do

fluido (°C)

Área do

Campo

Solar

(mil m²)

Eficiência

da turbina

solar

(%)

Eficiência

da turbina

fóssil

(%)

Produção

Anual

(MWh)

SEGS I 1985 13,8 307 83 31,5 - 30.100

SEGS II 1986 30 316 190 29,4 37,3 80.500

SEGS III 1987 30 349 230 30,6 37,4 92.780

SEGS IV 1987 30 349 230 30,6 37,4 92.780

SEGS V 1988 30 349 250 30,6 37,4 91.820

SEGS VI 1989 30 390 188 37,5 39,5 90.850

SEGS VII 1989 30 390 194 37,5 39,5 92.646

SEGS VIII 1990 80 390 464 37,6 37,6 252.750

SEGS IX 1991 80 390 484 37,6 37,6 256.125


A EuroTrough desenvolveu um tipo de coletor mais moderno que os modelos

LS-2 e LS-3 usados nas SEGS, com menor peso e sujeito a menores deformações. Isso

reduz os esforços de torção e flexão da estrutura durante a operação, o que acarreta em

melhor performance ótica e consequentemente maior eficiência. O peso da estrutura de

aço é cerca de 14% menor que o modelo LS-3 (KALOGIROU, 2009).

A Tabela 17 apresenta dados de um modelo de concentrador parabólico

construído pela Industrial Solar Technology (IST) Corporation. O coletor parabólico

IST foi testado e avaliado no Sandia National Laboratory e no German Aerospace

Centre para eficiência e durabilidade (KALOGIROU, 2009).

64

Tabela 17 – Dados do coletor IST

Parâmetro Valor/tipo

Ângulo de abertura do coletor 70°

Superfície refletiva Acrílica prateada

Material do receptor Aço

Abertura do coletor 2,3m

Tratamento da superfície do receptor Níquel escurecido altamente seletivo

Absorbância 0,97

Emitância (80C) 0,18

Transmitância do vidro de revestimento 0,96

Diâmetro externo do absorvedor 50,8mm

Precisão do mecanismo de rastreamento 0,05°

Orientação do coletor Eixo N-S

Modo de rastreamento Horizontal leste-oeste


2.2.1.1 Receptor

O receptor é instalado na linha de foco dos concentradores e costuma ter de 25 a

150 metros de comprimento. Sua superfície é revestida por uma cobertura com alta

absorbância a irradiação solar e baixa emitância para irradiação térmica (infravermelho)

(KALOGIROU, 2009).

Em geral uma cobertura de vidro é usada ao redor do receptor para reduzir as

perdas por convecção do receptor para o ar ambiente, reduzindo assim o coeficiente de

perda de calor. Uma desvantagem é que a luz refletida pelo coletor tem de atravessar o

vidro, adicionando assim uma transmitância (de aproximadamente 0,9 quando o vidro

está limpo). Outra medida comum para redução das perdas por convecção é manter um

vácuo no espaço entre o vidro e o tubo receptor (KALOGIROU, 2009).

2.2.1.2 Mecanismos de Rastreamento

O mecanismo de rastreamento deve ser confiável dentro de um limite de

acuidade para rastrear o sol ao longo do dia, inclusive durante dias nublados

intermitentes, e retornar à posição original ao fim do dia ou durante a noite

(KALOGIROU, 2009).

Além disso, o mesmo sistema também é utilizado como mecanismo de proteção,

desviando o concentrador do foco em caso de superaquecimento, rajadas de vento e

falhas no mecanismo de escoamento do fluido (KALOGIROU, 2009).

65

Os mecanismos podem ser divididos em (KALOGIROU, 2009):

- mecânico

- sistemas eletro-eletrônicos (maior confiabilidade e acuidade)

- mecanismos baseados em sensores que detectam a magnitude da iluminação

solar para controlar o motor que posiciona o coletor

- mecanismos baseados em sensores que medem o fluxo solar no receptor

- rastreamento “virtual”

O rastreamento “virtual” dispensa os sensores utilizados no rastreamento

tradicional e opera baseado em um algoritmo matemático que calcula a posição do sol

em função da data e hora e da localização (coordenadas de latitude e longitude) da

planta (KALOGIROU, 2009).

2.2.2 Coletor Fresnel

Os coletores Fresnel têm duas variações: o coletor Fresnel de lentes e o refletor

linear Fresnel. O primeiro consiste de um material plástico transparente de modo a

concentrar os raios a um receptor, enquanto o segundo é formado por uma série de tiras

planas lineares de espelho (vide esquema na Figura 21 e fotos na Figura 22)

(KALOGIROU, 2009).

O refletor linear Fresnel pode ter diferentes arranjos. Os espelhos podem ser

alinhados como uma parábola. Outro arranjo possível é a disposição das tiras de espelho

no chão (ou em outro terreno plano) e a luz ser concentrada em uma receptor linear

montado em uma torre. (KALOGIROU, 2009)

Os modelos Fresnel não são ainda uma tecnologia madura e a maior parte das

plantas existentes no mundo são plantas piloto, com algumas poucas plantas comerciais

de baixa potência (de 1 a 5 MW) em operação nos EUA e na Espanha SUN & WIND

ENERGY (2010).

66

Figura 21 – Desenho esquemático do refletor linear Fresnel

Fonte: AREVA (2011) apud LODI (2011)

Figura 22 – Refletor Fresnel

Fonte: AREVA (2011) apud LODI (2011)

2.2.3 Disco Parabólico

O disco parabólico é um concentrador de foco pontual, (vide esboço na Figura

23 e foto na Figura 24). O disco rastreia o sol em dois eixos, e assim é capaz de apontar

diretamente para o sol desde o nascer até o poente DGS (2010).

67

Figura 23 – Esboço de um concentrador de disco parabólico

Fonte: DGS (2005)

Figura 24 – Foto de um concentrador de disco parabólico

Fonte: GLOBAL NEVADACORP (2011)

Por possuir uma concentração pontual e sistema de rastreamento em dois eixos,

o disco parabólico possui as maiores taxas de concentração (600 a 2000) e por essa

razão é o coletor mais eficiente. Consequentemente, atinge temperaturas mais altas (de

100°C a 1500°C), atrás apenas da torre de concentração (que pode atingir até 2000°C)

(KALOGIROU, 2009).

68

O disco pode operar de forma independente (indicado para uso em regiões

isoladas) ou como parte de uma planta composta por vários discos (KALOGIROU,

2009).

Os raios solares incidem sobre a parábola e são concentrados no ponto focal da

parábola, onde aquecem o fluido circulante. Esse calor pode ser usado de duas maneiras

(KALOGIROU, 2009):

- ser transportado por tubulação para um sistema central;

- ou ser transformado diretamente em eletricidade em um gerador acoplado

diretamente no receptor (o mais comum é que o gerador opere de acordo com o ciclo

Stirling, apesar de existirem outras configurações possíveis). Por esta razão o

concentrador em disco também é chamado de dish-stirling.

O segundo modelo é o mais comum. Em geral é mais interessante tanto técnica

(devido a perdas térmicas) quanto economicamente gerar eletricidade em cada disco, do

que conduzir o calor de cada disco até um sistema de geração central (KALOGIROU,

2009).

À guisa de exemplificação, a Tabela 18 apresenta algumas características do

modelo disco parabólico da EuroDish.

Tabela 18 – Características do modelo EuroDish

Diâmetro do concentrador 8,5m

APERTURE 56,6m²

Distância focal 4,5m

Taxa de concentração média 2500

Capacidade elétrica bruta 9kW

Capacidade elétrica líquida 8,4kW

Refletividade 0,94

Fluido de trabalho Hélio

Pressão do gás 20-150bar

Temperatura do receptor e do gás 650°C

Dados: DGS (2005)

2.2.4 Torre Central

Um campo de coletores de heliostatos é composto de vários espelhos planos (ou

levemente côncavos), capazes de rastrear o sol em dois eixos, e que reflete os raios do

sol na direção de um receptor central, instalado no alto de uma torre, sendo assim, esse

tipo de planta é conhecida como torre de concentração (DSG, 2010). A Figura 25

69

apresenta um esboço de uma planta de torre de concentração e a Figura 26 mostra uma

vista aérea de duas plantas na Espanha.

Cada heliostato é composto por quatro espelhos instalados no mesmo pilar, com

área refletora total de 50 a 150m² (KALOGIROU, 2009).

O calor concentrado absorvido no receptor é transferido para um fluido

circulante que pode ser armazenado e/ou utilizado para produzir trabalho (WYLEN et.

al. 2000; INCROPERA, 2011).

A torre de concentração possui algumas vantagens (KALOGIROU, 2009):

- os espelhos coletam a luz solar e a concentram em um único receptor,

minimizando assim o transporte de energia térmica;

- assim como o concentrador em disco, por concentrar os raios solares em um

único receptor central e por rastrear o sol em dois eixos, possui altas taxas de

concentração, de 300 a 1500, menor apenas que o disco;

- indicados para sistemas de maior porte (de 10 MW para cima).

Figura 25 – Esboço de uma torre de concentração

Fonte: DGS (2005)

70

Figura 26 – Foto das torres de concentração PS10 e PS20 na Espanha

Fonte: ABENGOA (2012)

2.3 Sistemas Térmicos Solares

2.3.1 Plantas de Concentradores Parabólicos

Para a geração de calor a temperaturas acima de 150°C é indicado o uso de

coletores concentradores (DGS, 2010).

A demanda por calor de processo é mais comum entre as faixas de 80 a 250°C e

de 900 a 1500°C. Aplicações de baixa temperatura de processo eram responsáveis nos

primeiros anos de 2000 por uma demanda de cerca de 300 milhões MWh na União

Européia (equivalente a 8% da demanda por energia final) (DGS, 2010).

A peça chave do sistema é o campo de coletores e o arranjo dos coletores. Um

fluido de calor circula pelo campo. Ao medir a temperatura do fluido na saída do

coletor, um sistema de controle regula a vazão do fluido em função da radiação. O calor

ganho pelo fluido é então transferido em um trocador de calor, de onde é utilizado em

algum processo industrial ou armazenado em tanques para uso posterior (DGS, 2010).

Alguns arranjos possíveis são apresentados nos esboços das Figura 27 e Figura 28.

71

Figura 27 – Sistema solar sem e com armazenamento

Fonte: DGS (2005)

Figura 28 – Diferentes arranjos para integrar um sistema solar a um sistema

convencional de calor

Fonte: DGS (2005)

Água quente

ou vapor

Pré-aquecimento

Calor de processo

72

O sistema de integração mais simples é o uso do calor absorvido diretamente em

um processo industrial que necessite de calor. O ideal é que o sistema solar de

fornecimento de calor seja instalado o mais próximo possível à demanda de calor, para

evitar perdas no transporte do calor (DGS, 2010).

De acordo com (DGS, 2010), por razões econômicas esse arranjo precisa ser

dimensionado de modo que o sistema sempre demande mais calor que o calor máximo

gerado pelos coletores. Ademais, quanto mais tempo for demandado calor, melhor

economicamente seria este arranjo, segundo o mesmo documento (DGS, 2010), o ideal

seria que a demanda de calor ocorresse continuamente ao longo de sete dias na semana.

Entretanto, isso não é o padrão de demanda, e o mais comum é o funcionamento cerca

de cinco a seis dias na semana e com frequentes interrupções, portanto, nestes casos é

recomendado o uso de tanques de armazenamento.

O dimensionamento pode ser dividido em três tipos (DGS, 2010):

- capacidade de armazenamento de curto prazo, com capacidade de algumas horas, para

atendimento das flutuações diárias;

- armazenamento com capacidade de alguns dias;

- ou sazonal.

Segundo (DGS, 2010), o melhor arranjo para armazenamento de calor é com o

uso de dois tanques, um a baixa temperatura e outro a alta temperatura. Em momentos

de excesso de calor, parte do calor é transferida para um fluido de armazenamento (em

geral sal fundido) em um trocador de calor, que aquece o fluido do tanque mais frio e o

conduz ao tanque mais quente. Em momentos de baixa radiação, períodos nublados, ou

mesmo a noite, o fluido quente do tanque de armazenamento pode ser reconduzido ao

trocador de calor, para desta vez transferir calor ao sistema de geração de trabalho.

Para temperaturas mais baixas que as faixas de trabalho do CSP é comum o uso

de tanque com estratificação e o armazenamento passivo em materiais sólidos, como

apresentado por DINÇER e ROSEN (2011), que questionam se avanços tecnológicos e

de materiais tornariam viável o uso do armazenamento de calor em sólidos nas faixas de

operação de temperatura do CSP. MEDRANO et. al. (2010) considera também os

avanços dos nanomateriais e o armazenamento com mudança de fase potenciais campos

de desenvolvimento tecnológico.

O esboço de um sistema solar de geração de energia elétrica e com dois tanques

reservatórios é apresentado na Figura 29. Para a geração de eletricidade é utilizado um

73

bloco de potência composto por uma turbina a vapor, gerado a partir do calor absorvido

pelos coletores.

Outro arranjo é mostrado na Figura 30, no qual ao invés de um sistema de

armazenamento, há uma caldeira auxiliar para complementar o calor obtido pelos

coletores. A caldeira em geral utiliza combustível fóssil, entretanto nada impede,

conforme citado por DGS (2005), que seja utilizada uma caldeira capaz de operar com

biomassa30

ou hidrogênio, evitando assim emissões adicionais de CO2.

É ainda possível um sistema que contenha tanto o sistema auxiliar com caldeira

quanto o armazenamento de calor (Figura 31).

Figura 29 – Sistema solar de geração de eletricidade com armazenamento de calor

Fonte: DGS (2005)

30

SORIA (2011) apresenta simulações de plantas no centro-oeste do Brasil com hibridização com

bagaço-de-cana, resultados em parte apresentados em MALAGUETA et. al. (2013).

74

Figura 30 – Sistema solar de geração de eletricidade com caldeira auxiliar

Fonte: DGS (2005)

Figura 31 – Sistema solar de geração de eletricidade com armazenamento e opções de

queimadores auxiliares


Tanque

Quente

Tanque

Frio

Opcional

Opcional

75

Outra configuração possível é o aquecimento direto da água nos coletores

(conforme Figura 32), gerando vapor (saturado ou superaquecido) sem a necessidade de

um fluido de transferência de calor nem de um trocador de calor. Este arranjo

economiza em equipamentos e em fluidos, entretanto possui algumas desvantagens

técnicas em função do escoamento bifásico e é menos usado na prática por enquanto

(DGS, 2010 e KALOGIROU, 2009).

Figura 32 – Sistema solar de geração de eletricidade (geração de vapor diretamente nos

coletores)

Fonte: DGS (2005)

As configurações até agora apresentadas, com as devidas adaptações, servem

para integração de qualquer que seja o tipo de concentrador com os demais

equipamentos industriais. Entretanto alguns modelos de torre concentradora são

detalhados a seguir.

76

2.3.2 Plantas de Torre Concentradora

Nesse sistema, centenas ou até milhares de refletores são posicionados em torno

de uma torre central. Cada refletor rastreia o sol de modo a refletir a radiação ao

receptor central (DGS, 2010).

O calor concentrado absorvido no receptor é transferido para um fluido

circulante que pode ser armazenado e/ou utilizado para produzir trabalho. O fluido pode

ser (KALOGIROU, 2009):

- de transferência de calor;

- água para operação de uma turbina a vapor (ciclo Rankine);

- ou ar para operação de uma turbina a gás (ciclo Brayton ou combinado).

São três as configurações do sistema coletor/receptor (KALOGIROU, 2009):

- os heliostatos estão em volta da torre em 360° e o receptor é cilíndrico e com o

trocador de calor localizado na superfície externa da torre;

- os heliostatos ficam a norte (no hemisfério norte ou sul no hemisfério sul) da

torre e o trocador de calor é interno a torre;

- os heliostatos se posicionam em relação à torre da mesma forma que o anterior,

mas o receptor é um plano vertical com um trocador de calor externo apenas na face

direcionada para os heliostatos.

O sistema de transporte de calor consiste basicamente de tubulações, bomba e

válvulas e direciona o fluido de transferência de calor em um circuito fechado entre o

receptor, o armazenamento e o sistema de geração de trabalho (KALOGIROU, 2009).

Assim como apresentado anteriormente, o uso de um sistema de armazenamento

térmico capaz de guardar a energia térmica para utilização em outro instante no sistema

de geração de trabalho, desacopla o sistema de captação de energia solar da conversão

para trabalho/eletricidade (DGS, 2010; KALOGIROU, 2009).

A Figura 33 apresenta o esboço de uma planta de geração elétrica de torre de

concentração. A torre aquece ar em ciclo aberto, podendo ou não haver um queimador

adicional, que vaporiza água em um trocador de calor para operação de uma turbina a

vapor. Enquanto na Figura 34, o ar é pressurizado dentro do receptor e utilizado para

operar uma turbina a gás em um ciclo combinado para geração de eletricidade.

77

Ao invés de ar, o fluido aquecido dentro da torre pode ser um fluido de

transferencia de calor e ser integrado ao restante da planta de modo similar aos

apresentados nas Figura 27 a Figura 30, ou diretamente água como na Figura 32 (DGS,

2010; KALOGIROU, 2009).

Figura 33 – Torre de concentração de receptor aberto (fluido aquecido: ar)

Fonte: DGS (2005)

Figura 34 – Torre de concentração de receptor de volume fechado e pressurizado (fluido

aquecido: ar)

Fonte: DGS (2005)

78

2.3.3 Múltiplo Solar (MS), Capacidade de Armazenamento e Operação de uma Planta

Solar

Quanto ao dimensionamento da planta, para o mesmo tamanho do campo de

concentradores solares, o tamanho dos tanques de armazenamento e da turbina do bloco

de potência podem variar em função da aplicação e do regime de operação desejados.

Para compreensão dos esboços das Figura 35 a Figura 38, convém definir o

Múltiplo Solar (MS). O MS é adimensional e representa a proporção da área do campo

solar (CS) construído em relação à área do campo solar necessário para operar o bloco

de potência a carga plena em condições da irradiação de projeto. Assim, o valor MS=1 é

representa a área de coletores necessária para operar o bloco de potência a 100% da

carga em caso de irradiação igual à de projeto.

A partir de um múltiplo solar pré-definido e para uma mesma produção de

eletricidade, IEA (2010) apresenta quatro plantas hipotéticas. Na primeira, Figura 35,

supondo uma baixa capacidade de armazenamento e uma turbina de 205 MW, a planta

geraria eletricidade aproximadamente das 8:00 horas as 19:00 horas, tendo sido

classificada por IEA (2010) como uma planta de carga de geração intermediária.

Uma segunda planta, com reservatório de médio porte e mesma turbina que a

anterior, poderia deslocar sua geração de eletricidade acumulando energia no tanque

durante as primeiras horas de sol e assim gerar energia das 12:00 horas as 23:00 horas,

por exemplo (vide Figura 36).

Figura 35 – Planta solar para operação em carga intermediária

Fonte: IEA, 2010

79

Figura 36 – Planta solar para operação em carga intermediária atrasada

Fonte: IEA, 2010

Para operação na base, seria necessária grande capacidade de armazenamento, e

a turbina seria de menor porte (no exemplo, 120 MW, menos da metade das anteriores).

Com esta configuração, a planta operaria 24 horas por dia, conforme pode ser visto na

Figura 37.

Também com o mesmo grande reservatório, porém com uma turbina bem maior,

de 620 MW, a planta seria capaz de gerar uma grande quantidade de energia em curto

espaço de tempo e unindo o calor absorvido com o armazenado no tanque, geraria

eletricidade das 11:00 horas as 15:00 horas, conforme Figura 38.

Figura 37 – Planta solar para operação na base

Fonte: IEA, 2010

80

Figura 38 – Planta solar para operação no pico

Fonte: IEA, 2010

2.4 Plantas Solares no Mundo

A capacidade instalada no mundo de concentradores solares é cerca de

2.988MW, dos quais mais de 2.626MW (88%) são de cilindro-parabólico e quase todas

as plantas localizadas nos EUA e na Espanha (respectivamente 20% e 73% dos cilindro-

parabólicos em operação no mundo). Enquanto entre as plantas em construção no

mundo aproximadamente 71% são de cilindro-parabólico e 24% de torre (percentuais

em relação a potência nominal das plantas).

A Tabela 19 apresenta as plantas CSP no mundo em função do status, de acordo

com a tecnologia, disco, fresnel, concentrador parabólico e torre, e por país.

81

Tabela 19 – Plantas CSP no mundo de acordo com países, tecnologia e status [em MW]

Tecnologia Cilindro-Parabólico Torre Solar Refletor Linear Fresnel Disco Parabólico Total CSP

Status

Op

era

ção

Constr

ução

Contr

ato

Opera

ção

Constr

ução

Desenvolv

im

ento

*

Opera

ção

Constr

ução

Desenvolv

i

me

nto

*

Opera

ção

Desenvolv

i

me

nto

*

Op

era

ção

Constr

ução

Contr

ato

Desenvolv

i

me

nto

*

África do Sul - 100 50 - 50 - - - - - - - 150 - 50

Alemanha - - - 2 - - - - - - - 2 - - -

Argélia 25 - - - - - - - - - - 25 - - -

Austrália - - - 3 - - 9 44 - - - 12 44 - -

Chile - - 360 - - - - - - - - - - - 360

China - - - 2 50 - - - - - - 2 50 - -

Egito 20 - - - - - - - - - - 20 - - -

Emirados Árabes Unidos

100 - - - - - - - - - - 100 - - -

Espanha 1.925 350 - 51 - - 31 - - - - 2.007 350 - -

Estados Unidos

527 810 350 5 502 1.895 5 - - 2 2 538 1.314 - 2.245

França - - - - - - 250 - 21 - - 250 - 21 -

Índia - 375 - 3 - - - 100 - - - 3 475 - -

Itália 5 - - - - - - - - - - 5 - - -

Marrocos 20 163 - - - - - - 1 - - 20 163 1 -

México - 14 - - - - - - - - - - 14 - -

Tailândia 5 - - - - - - - - - - 5 - - -

Total 2.626 1.812 760 64 602 1.895 295 144 22 2 2 2.988 2.560 22 2.655

*Em desenvolvimento significa que o projeto existe em fase de planejamento, mas não há garantias de que será construído e entrará em operação, seja por questões legais,

licenças ambientais, ou econômicas.

Fonte: BURGI (2013)

82

3 – PROCEDIMENTO METODOLÓGICO

Este capítulo tem o objetivo de apresentar e detalhar as metodologias

desenvolvidas e utilizadas para a análise de diferentes possibilidades de uso de plantas

CSP de cilindro-parabólicos no Brasil, bem como explicar as principais hipóteses e

escolhas em cada modelo considerado.

Os modelos de planta simulados são apresentados no capítulo 4 e os critérios

usados são apresentados adiante neste capítulo, conforme Figura 39. Porém, antes disso,

vale explicar a escolha do software que foi utilizado, em diferentes graus, em todos os

modelos, o System Advisor Model (SAM).

Figura 39 – Plantas simuladas

3.1 SAM (System Advisor Model)

O SAM é um software desenvolvido e atualizado pelo NREL (National

Renewable Energy Laboratory) (SAM/NREL, 2011), um laboratório do Departamento

de Energia dos EUA, localizado no Colorado e em Washington, com mais de 35 anos de

pesquisa em eficiência energética e energias renováveis.

O SAM é um modelo financeiro e de desempenho. O modelo financeiro calcula

o fluxo de caixa anual durante o período desejado de acordo com as condições de custo

e financiamento do projeto. O modelo de desempenho calcula a operação e a geração

elétrica hora a hora (há subdivisões horárias em algumas tecnologias, mas não é o caso

da CSP) para um local pré-definido de acordo com os parâmetros técnicos informados

83

ao sistema pelo analista. Dentro do modelo de desempenho, para parte dos cálculos, o

SAM utiliza o software TRNSYS, desenvolvido pela Universidade de Wisconsin, que

consiste em um programa de simulação de série temporal que simula operações horárias

de fotovoltaica, CSP, aquecimento de água e outras fontes renováveis (SAM/NREL,

2011).

Com o SAM é possível modelar plantas FV, CSP, eólica, geotérmica e de

aquecimento de água. Há também um modo genérico. Dentro de cada modelo de planta

há subopções tecnológicas, que dependem também da versão do software e que, no caso

de CSP, permite modelar plantas de cilindro-parabólico, torre central, fresnel e disco-

parabólico (SAM/NREL, 2011).

O laboratório NREL atualiza e disponibiliza novas versões, a mais atual é a

2013.1.15 (o laboratório não recomenda a comparação de resultados simulados em

versões diferentes), mas a versão utilizada neste estudo é a 2011.6.30. O estudo

começou com a versão 2011.6.30 e fez testes na versão 2011.12.2, mas considerou

desnecessário atualizar as simulações, pois a maior parte das alterações foram inserções

de novos modelos e tecnologias, principalmente referentes à Torre Solar.

Um passo a passo dos principais recursos do SAM utilizado nesta tese é

apresentado no ANEXO III.

3.2 Escolha da tecnologia CSP

Conforme apresentado no capítulo 2, a tecnologia de concentradores cilindro-

parabólicos é a mais consolidada no mercado (representando cerca de 88% da potência

instalada de CSP no mundo). A torre central tem perspectivas de aumento de sua fatia

no mercado, mas ainda está em P&D, principalmente quanto aos arranjos da planta (uso

de sal fundido ou outros meios de armazenamento, geração direta de vapor, ou

aquecimento de ar para uso em ciclo combinado). Portanto, se comparada à torre

central, o cilindro-parabólico oferece menor risco ao investidor. É também mais

indicada para geração centralizada do que o disco-parabólico e é capaz de atingir

maiores temperaturas do que o Fresnel.

Ademais o objetivo deste estudo não é comparar diferentes tecnologias CSP e

sim avaliar as possíveis aplicações de uma mesma tecnologia CSP dentro do Brasil,

sendo neste caso analisada a tecnologia mais aplicada no mundo, a cilindro-parabólica.

84

3.2.1 Cilindro-parabólico no SAM

Este estudo usa o modelo System Advisor Model (SAM), versão 2011.6.30, como

ferramenta de simulação para plantas CSP de coletores cilindro-parabólicos no Brasil.

Esta versão apresenta dois modos de análise:

(1) O modo empírico roda com um conjunto de equações baseadas em análises de

dados coletados das plantas SEGS nos Estados Unidos; e

(2) O modo físico, por sua vez, usa, através de modelos matemáticos, princípios de

transferência de calor e termodinâmica para caracterizar cada um dos

componentes da planta (SAM/NREL, 2011).

Neste estudo, as simulações são feitas usando o modo físico, dada a flexibilidade

que o mesmo apresenta para a simulação de plantas diferentes dos padrões SEGS,

embora esta flexibilidade acarrete em maior incerteza nos resultados obtidos em

comparação ao modelo empírico.

3.3 Recurso Solar no Brasil e Escolha da Localidade

Estudos brasileiros publicados em artigos internacionais apresentam avaliações

do recurso solar no Brasil usando o modelo físico de transferência radiativa BRASIL-

SR para gerar mapas solares (MARTINS et al., 2007; MARTINS AND PEREIRA,

2011; MARTINS. et al., 2008a). Outros artigos apresentam o potencial solar no Brasil

para tecnologias fotovoltaicas (PV) (MARTINS; et al., 2008b) e fotovoltaicas

concentradas (CPV) (VIANA et al., 2011). Não há, porém, na literatura internacional

uma estimativa detalhada de potencial CSP para o Brasil, carência de dados apontada

por MALAGUETA et. al. (2013). Um dos primeiros estudos do gênero no país é a

dissertação de mestrado de BURGI (2013), que objetivou avaliar o potencial para a

tecnologia CSP no Brasil combinando uma análise com base em sistemas de informação

geográfica (SIG), aplicando diversos critérios de aptidão de áreas à instalação de plantas

CSP, com simulação de plantas virtuais de tecnologia de concentradores cilindro-

parabólicos e torre central.

A irradiação normal direta (DNI) mínima recomendada para projetos de CSP é

amplamente discutida na literatura científica, com mínimos sugeridos que variam de

1.700 kWh/m²/dia (BANCO MUNDIAL, 2009; UMMEL, 2010) a 2.400 kWh/m²/dia

(NREL, 2005; FLURI, 2009). Entretanto, o valor mais comumente utilizado é de 2.000

85

kWh/m²/ano, ou 6 kWh/m²/dia (ARVIZU et al., 2011; VIEBAHN et al., 2011; IEA,

2010; CLIFTON e BORUFF, 2010; LOVEGROVE et al., 2011; NREL, 2005). A

Figura 40 apresenta o mapa de DNI no Brasil. Usando o software GeoSpatial Toolkit,

software GIS desenvolvido pela UNEP com dados do Programa “Solar and Wind

Energy Resource Assessment” (SWERA), foi quantificada uma área total com DNI

superior ao valor recomendado da ordem de 97,7 mil km² (Figura 41).

Figura 40 – Irradiação normal direta (DNI)

Fonte: GeoSpatial Toolkit (2012)

86

Figura 41 – Irradiação solar direta (DNI) – faixa acima de 2.000 kWh/m²/ano ou 6,0

kWh/m²/dia

Fonte: Geospatial Toolkit (2012)

As áreas com os melhores índices de irradiação concentram-se no Nordeste (NE)

(principalmente na Bahia), no sul da região Sudeste (SE) (em especial em São Paulo),

além de algumas pequenas áreas no Centro-Oeste (CO) e no norte da região Sul (S)

(MALAGUETA et. al. 2013 e BURGI, 2013). De acordo com BURGI (2013), através

de análise multicritério, os munícipios com as melhores médias de DNI e que teriam

outras vantagens como proximidade a subestações, baixa declividade, entre outros,

encontram-se nos estados de Bahia e São Paulo e são apresentados na Tabela 20.

Contudo, a carência de dados climatológicos afeta a qualidade e precisão desta

avaliação. Entretanto, para estas localidades não há dados climatológicos hora a hora

suficientes para simulações no SAM.

87

Tabela 20 – Municípios com maior média de radiação solar direta normal

Município Estado Radiação direta normal

anual média

(kWh/m2.ano)

Área disponível

(km2)

Serra Dourada BA 2.215 44,48

Pedrinhas Paulista SP 2.209 3,87

Cruzália SP 2.205 10,94

Itápolis SP 2.204 10,57

Érico Cardoso BA 2.203 5,02

Tanque Novo BA 2.201 14,69

Santana BA 2.189 84,88

Angical BA 2.184 3,79

Nantes SP 2.183 4,11

Caturama BA 2.183 1,02

Fonte: BURGI (2013)

O SAM requer dados climatológicos em base horária. Para que o software leia

essas informações, os arquivos de dados podem ser de três formatos: TMY3 (extensão

.csv), TMY2 (.tm2) ou EPW (.epw).

Os dados necessários para os modelos CSP são:

Pressão atmosférica;

Temperatura do ponto de orvalho;

Temperatura de bulbo seco;

Temperatura de bulbo húmido;

Umidade relativa do ar;

Radiação direta normal (DNI, sigla em inglês);

Radiação global horizontal;

Hora do dia;

Latitude;

Longitude;

Altitude;

Velocidade do vento.

A disponibilidade desses dados é um limitador para muitas regiões fora dos

EUA, já que, de acordo com WILCOX e MARION (2008), a principal fonte de dados

climatológicos dos outros países vem de estações de aeroportos. Enquanto os EUA

possuem essas medições, com acesso público, para 1020 localidades em todo seu

território, o Brasil possui medições em apenas 20 localidades: Belo Horizonte, Boa

Vista, Bom Jesus da Lapa, Brasília, Campo Grande, Cuiabá, Curitiba, Florianópolis,

88

Fortaleza, Jacareacanga, Manaus, Petrolina, Porto Nacional, Porto Velho, Recife, Rio de

Janeiro, Salvador, Santa Maria e São Paulo.

As médias anuais de DNI, temperatura de bulbo seco e velocidade do vento das

20 cidades são apresentadas na Tabela 21.

Tabela 21 – Dados meteorológicos para 20 cidades brasileiras com dados detalhados

disponíveis

DNI [kWh/m²/ano] Temperatura de

bulbo seco [°C]

Velocidade do

vento [m/s]

Belém 1020,8 26,5 2,1

Manaus 1144,2 26,8 1,0

Jacareacanga 1153,9 25,9 0,5

Curitiba 1223,2 17,2 3,0

Porto Velho 1255,5 26,3 1,0

São Paulo 1275,3 19,5 2,5

Boa Vista 1314,4 28,5 3,6

Santa Maria 1402,2 19,5 2,4

Florianópolis 1424,6 20,7 3,3

Recife 1519,8 27,1 3,2

Cuiabá 1539,6 26,7 2,0

Fortaleza 1593,9 27,2 3,8

Rio de Janeiro 1608,5 24,0 2,4

Salvador 1679,9 25,9 2,1

Brasília 1737,2 21,3 2,1

Campo Grande 1785,0 24,0 3,9

Belo Horizonte 1856,0 22,0 1,7

Petrolina 1833,7 26,8 4,1

Porto Nacional 1868,8 27,1 1,1

Bom Jesus da Lapa 2198,5 26,1 1,6

Data: SWERA (2012)

Observa-se que cinco cidades (Brasília, Campo Grande, Belo Horizonte,

Petrolina e Porto Nacional) apresentam radiação acima de 1.700 kWh/m²/ano,

entretanto ainda abaixo de 2.000 kWh/m²/ano. A única cidade com DNI acima desse

valor é Bom Jesus da Lapa, que por esta razão foi escolhida como a cidade a ser usada

nas simulações deste estudo. Vale lembrar que essa não é a cidade com maior radiação

do país e que várias localidades em diferentes estados do país possuem médias

superiores conforme apresentado por BURGI (2013), entretanto é a cidade com todos os

dados meteorológicos necessários para simulação no SAM. Assim, os resultados das

avaliações deste estudo poderiam suscitar medições mais detalhadas em cidades

brasileiras com perspectivas boas de DNI para instalação de plantas CSP.

89

3.4 Irradiação de Projeto e Múltiplo Solar (MS)

A irradiação de projeto é a irradiação (em W/m²) para a qual é dimensionada a

área de abertura dos espelhos de modo a operar o bloco de potência.

O Múltiplo Solar (MS) é adimensional, sendo a proporção da área do campo

solar (CS) construído em relação à área do campo solar necessário para operar o bloco

de potência em condições da irradiação de projeto. Como antes destacado, o valor MS

igual a 1 é definido como a área de coletores necessária para operar o bloco de potência

a 100% da carga em caso de irradiação igual à de projeto.

Uma das recomendações técnicas para a irradiação de projeto é que esta seja

próxima à máxima radiação direta incidente. Entretanto, quanto mais distante da Linha

do Equador, para sistemas de rastreamento em um único eixo, caso do cilindro-

parabólico, a energia incidente por metro quadrado será sempre menor que a DNI,

portanto uma recomendação mais precisa é considerar o valor máximo da DNI ajustada

pelo cosseno, ou seja, considerando a radiação incidente normal a área de abertura dos

espelhos (SAM/NREL, 2011).

Porém, sob o critério econômico, os espelhos representam grande parte do custo

de capital total da planta CSP, uma recomendação mais conservadora é determina-la,

não como a radiação máxima no ano, e sim como a média das máximas diárias

(SAM/NREL, 2011). Desta forma, por exemplo, foi determinado para Bom Jesus da

Lapa em todo o estudo a irradiação de projeto de 750 W/m², a partir da Figura 42.

90

Figura 42 – Média mensal de DNI em Bom Jesus da Lapa

3.5 Plantas CSP

3.5.1 Escolha da potência da planta

Conforme apresentado no capítulo 2, a indicação técnica de faixa de potência

para plantas cilindro-parabólico varia de 10 a 200MW e são valores questionados na

literatura científica devido à influência de diversos fatores, como (KALOGIROU, 2009;

DGS, 2010; IEA, 2010; ARVIZU et. al. 2011):

risco associado à planta;

falta de normatização dos equipamentos;

incertezas nos potenciais de ganhos de escala e escopo;

particularidades de cada região (como regime de radiação, sazonalidades, custos

de O&M e de mão-de-obra, custos de equipamentos);

arranjo da planta (armazenamento, hibridização);

benefícios legais restritos a limites de tamanho da planta (o que limitou o

tamanho de plantas SEGS e das plantas na Espanha, conforme apresentado no

capítulo 1);

O critério de escolha do porte da planta baseou-se então na disponibilidade de

dados e levou em conta o fato de a base de custos dos equipamentos do SAM utilizar

estudos do NREL para custo no EUA de plantas de concentradores cilindro-parabólicos

91

com potência de referência de 100MW. Sendo assim, as plantas simuladas neste estudo

são todas de 100MW, salvo quando explicitado outro valor.

3.5.2 Arranjo das plantas no SAM

A planta CSP de cilindro-parabólico do SAM opera subdividida em 2 principais

blocos: o campo solar e o bloco de potência.

O campo solar é composto obrigatoriamente pelos coletores, pelo fluido de

transferência de calor (HTF) e bomba desse fluido e pode conter também o sistema de

armazenamento térmico e/ou o sistema de back-up à base de combustível fóssil.

O sistema de armazenamento térmico do SAM opera sempre com reservatórios

pares, sendo um reservatório frio e outro quente; logo, trata-se de sistema ativo (direto

ou indireto). O sistema pode ser configurado para utilizar o mesmo fluido de

transferência de calor armazenado nos tanques (sistema direto) ou possuir mais um

trocador de calor onde o HTF transfere o calor para outro fluido com melhores

propriedades de armazenamento (sistema indireto). O SAM não permite a geração direta

de vapor em cilindro-parabólico, apesar de possível conforme apresentado na seção

2.3.1. (rever Figura 32).

O sistema de back up do SAM opera fornecendo calor adicional ao HTF após

passagem nos coletores e antes de ir para o bloco de potência para gerar vapor (Figura

43). Esse arranjo não pode ser alterado no software, mesmo havendo outros arranjos

mecanicamente possíveis e em operação no mundo.

92

Figura 43 – Identificação da hibridização disponível no SAM

O bloco de potência é um ciclo convencional, onde é gerado vapor (com calor

proveniente do HTF), que, em seguida, opera uma turbina a vapor acoplada a um

gerador elétrico. O vapor extraído da turbina pode ser resfriado em torre úmida ou seca,

à escolha do modelador, e direcionado a bomba para retornar ao ciclo.

3.5.2.1 Campo Solar

O campo solar pode ser definido a partir de dois parâmetros:

- o múltiplo solar;

- ou a área de abertura.

Como os casos analisados nesta tese não restringem a área da planta, e

consequentemente a área de abertura dos espelhos, escolheu-se trabalhar com o múltiplo

solar.

O múltiplo solar, na maioria dos casos simulados, foi otimizado de modo a

minimizar o custo nivelado31

da energia elétrica gerada. Nos casos em que o múltiplo

31

O custo nivelado (ou LCOE) consiste na relação entre os custos totais ao londgo da vida econômica do

projeto e a geração esperada, expresso em termos de valor presente equivalente (LODI, 2011).

Tanque

Quente

Tanque

Frio

Indisponível

no SAM

93

solar foi arbitrado, as razões para essa decisão são explicadas na respectiva seção de

análise de cada caso.

Outros importantes parâmetros a serem definidos no software SAM para o bloco

do campo solar são:

Irradiação de projeto (já discutida na seção 3.4)

Definição dos modelos de coletor e de receptor (o SAM dispõe de uma

biblioteca com os principais modelos do mercado e também permite a criação,

por parte do modelador, de equipamentos hipotéticos ou não contemplados pela

biblioteca);

Número de subseções do campo (de 2 a 12, sempre em pares) e configuração

dos loops (número de coletores por loop);

Definição do fluido de transferência de calor, segundo biblioteca do próprio

sistema (vide Tabela 22);

Temperaturas do HTF de entrada e saída no campo solar em regime permanente,

bem como fluxos mínimo e máximo;

E espaçamento entre as fileiras de coletores, ângulos de partida e de

desligamento, eficiência da bomba do HTF, temperatura de proteção de

congelamento, regime de lavagem dos espelhos, entre outros.

Tabela 22 – Biblioteca de fluidos de transferência de calor do SAM

Nome Tipo Temperatura de

operação [ºC]

Ponto de

solidificação

Comentários

Mínima Máxima [ºC]

Solar Salt Sal fundido 260 600 220

Caloria Óleo mineral -20 300 -40 Usado na SEGS I

Hitec XL Sal de nitrato 150 500 120 Nova geração

Therminol VP-1 Óxidos bifenil

e difenil

50 400 12 Óleo térmico padrão

Hitec Sal de nitrato 175 500 140 Para sistemas de alta

temperatura

Dowtherm Q Óleo sintético -30 330 -50 Nova geração

Dowtherm RP Óleo sintético -20 350 -40 Nova geração

Após determinação dos parâmetros exigidos pelo software, ele é capaz de

retornar:

Número de loops;

Área total de abertura;

Potência térmica máxima de output do campo solar;

94

Área ocupada pelo campo solar;

Área total da planta.

3.5.2.2 Bloco de Potência

A seção do bloco de potência no SAM necessita dos parâmetros principais:

Potência elétrica nominal;

Eficiência do ciclo térmico;

Pressão da caldeira;

As temperaturas de entrada e saída do HTF são as mesmas definidas conforme

explicado na seção 3.5.2.1;

Eficiência do queimador do sistema de backup;

Frações mínimas e máxima de operação da turbina, bem como temperatura

mínima de startup;

Condensação por torre úmida, seca ou híbrida.

3.5.2.3 Armazenamento e Despacho

O sistema de armazenamento presente no SAM, conforme descrito na seção

3.5.2.1, opera com pares de tanques frio e quente. Portanto, um dos parâmetros

necessários para o software é o número de pares; ademais, é fundamental fornecer as

seguintes informações:

Capacidade de armazenando em horas (a capacidade térmica é output do SAM);

Fluido de armazenamento (proveniente da mesma biblioteca de fluidos para

HTF);

Altura do tanque (o diâmetro é calculado pelo modelo, conforme o balanço de

energia no armazenamento e as características do tanque e do HTF);

Coeficiente de perda térmica do tanque;

Temperatura do tanque frio;

Temperatura do tanque quente.

95

O sistema de despacho da energia do SAM permite a criação de até 9 períodos

diferentes ao longo das horas e meses, dias de semana ou fim de semana, com diferentes

configurações de (vide Figura 44):

Fração de despacho do armazenamento quando o campo solar está operando –

quando há radiação solar suficiente para operar o CS, o despacho do calor

armazenado, caso haja, é definido pela fração mínima do volume a permanecer

preenchido no tanque quente: caso o valor da lacuna seja 0, sempre haverá

despacho do tanque se necessário e possível, se o valor for 1, todo o calor

possível é armazenado e nada é despachado ;

Fração de despacho do armazenamento quando o campo solar não está operando

– similar à lógica anterior, mas como não há sol, não há como acumular calor no

tanque, define apenas qual a fração mínima de volume a permanecer no tanque

quente: 0 indica que todo o calor é despachado se possível e 1 que nenhum calor

é despachado;

Fração limite de operação da turbina – a fração da potência nominal que se

deseja operar a cada hora (independentemente de quem forneça o calor, CS,

tanque de armazenamento ou caldeira auxiliar);

Fração mínima de uso do backup ou fração de operação da turbina para a qual o

sistema de back up é acionado – depende do modo de despacho do back up

escolhido, pode representar a parcela da potência nominal da turbina que é

atendido pelo combustível auxiliar ou a fração mínima de operação da turbina,

abaixo da qual o sistema de back up é acionado até atingir a potencia nominal se

possível;

Variação do preço de tarifa (para casos em que o gerador é remunerado

diferentemente em função da hora que a energia é produzida, assim o SAM

permite que se informe uma ponderação da tarifa em horários pré-definidos.

Essa ponderação interfere na operação da planta e no fluxo de caixa).

96

Figura 44 – Controle do SAM de despacho de energia, caldeira auxiliar e

armazenamento

3.6 Simulações

O ponto de partida das simulações deste estudo foi utilizar os recursos

disponíveis no SAM para analisar possíveis padrões de geração de energia elétrica no

Brasil a partir de plantas CSP de concentradores cilindro-parabólicos e quais os

possíveis custos dessa energia.

A partir da análise tecnológica de operação da planta e dos custos, a tese propõe

medidas políticas de incentivo às tecnologias CSP.

A metodologia econômica comum a todas as simulações (salvo quando

especificado) são descritas na seção 3.6.1.

A metodologia, no que se refere às hipóteses e escolhas tecnológicas das plantas

simuladas são separadas em três seções, 3.6.2, 3.6.3, e 3.6.4, e no capítulo 4 são

apresentados e analisados os resultados das simulações respectivamente nas seções 4.1,

4.2, 4.3.

3.6.1 Modelagem financeira e de custos

3.6.1.1 Modelo Financeiro

O sistema financeiro do SAM possui modelos financeiros pré-definidos

conforme moldes do mercado elétrico dos EUA, como por exemplo: para grandes

97

geradores de energia elétrica com tarifa negociada pelo PPA (Power Purchase

Agreement); para instalações comerciais que são consumidoras e geradoras ao mesmo

tempo e ganham benefícios fiscais ou produtores independentes de energia (Independent

Power Producer, IPP).

Esses modelos não são adequados para o mercado elétrico brasileiro, mas como

é possível ao analista alterar as variáveis de cada célula de entrada, foi possível adaptar

o modelo mais genérico do sistema (o designado a produtores independentes, IPP) com

valores condizentes com o mercado nacional.

No modelo apropriado para geradores independentes os principais parâmetros

financeiros requisitados pelo software são:

Período de análise (período no qual é avaliado o fluxo de caixa do

empreendimento);

Taxa de inflação;

Taxa real de desconto;

Impostos (federal, estadual, comercial): como o objetivo do estudo é analisar

cada planta individualmente e não visa comparar custos em diferentes regiões do

país, é importante o quanto de impostos a geradora é obrigada a pagar, mas não

importa para quem ela paga. Sendo assim, por simplificação, todos os encargos

tributários foram considerados da esfera federal e os outros dois foram

determinados como zero;

Empréstimos (permite o uso de zero a cinco períodos distintos de empréstimos);

Depreciação (federal e estadual).

O fluxo de caixa pode ser calculado por dois métodos diferentes:

Em um deles determina-se a Taxa Interna de Retorno (TIR) requerida pelo

investidor e o software informa ao usuário o preço da tarifa que remunera o

investimento a essa taxa durante o período pré-definido;

O outro método é o inverso, nele é informado ao sistema qual o preço de venda

da energia no primeiro ano e o software retorna qual a taxa interna de retorno

que o empreendimento ofereceria.

Esse segundo sistema é recomendado, quando a tarifa é determinada pelo

comprador ou quando o comprador é obrigado a remunerar o gerador a uma tarifa

98

determinada pela legislação, como é o caso de políticas de incentivo baseadas em

tarifação feed-in.

Como o governo brasileiro não sinaliza a hipótese de criar tarifas feed-in para o

setor (MME/EPE, 2011), não se justifica utilizar essa metodologia. Portanto foi

escolhido trabalhar com a determinação da TIR e em seguida analisar se o custo

nivelado da eletricidade seria competitivo com o atual modelo do setor elétrico

brasileiro, baseado em leilões.

Salvo quando explicitado diferente, os modelos simulados neste estudo foram

estimados para dois cenários diferentes: um cenário base ou business-as-usual (BAU) e

um cenário alternativo, no qual são incorporadas políticas de incentivo a CSP, como

isenções ou descontos fiscais e financiamentos com melhores condições que as de

mercado. O detalhamento desses custos e benefícios, encontram-se na seção 4.1.2.

3.6.1.2 Custo dos componentes

No SAM, os custos da planta são divididos em três grandes grupos:

Custos diretos de capital;

Custos indiretos de capital;

E custos de operação e manutenção.

Os custos diretos de capital são divididos em:

Preparação do terreno (os coletores são pesados, os espelhos e receptores são

frágeis, e o sistema é móvel e rastreia o sol, portanto o terreno precisa ser plano.

Segundo BURGI (2013) são aceitas como comercialmente viáveis declividades

de 1% a 4% no terreno antes de ser preparado);

Campo solar (que incluem coletores, receptores, sistemas de rastreamento, tanto

material quanto mão-de-obra de instalação);

Sistema de transferência de calor (custos de capital e mão-de-obra de instalação

e equipamentos: fluido de transferência de calor, bomba, dutos);

Sistema de armazenamento (inclui material e mão-de-obra de instalação de

equipamentos, como tanques e dutos);

Sistema de backup (basicamente a caldeira auxiliar, material e mão-de-obra de

instalação);

99

Bloco de potência (turbina a vapor, condensador, tubulação, válvulas, material e

mão-de-obra de instalação);

Contingência32

.

Os custos indiretos de capital são separados em:

Engenharia, projeto e construção (EPC), que pode ser um valor fixo ou um

percentual dos custos diretos de capital (inclui custos associados ao projeto e

construção da planta, como: permissões ambientais, pagamentos de royalties,

consultoria, documentos legais, comissões, estoque de equipamentos e peças de

reposição, etc.);

Custo da terra, que também pode ser fixo ou função dos custos diretos (custo da

propriedade da área a ser ocupada pela planta).

Para os custos de EPC optou-se por utilizar um valor percentual dos custos

diretos de capital, segundo literatura internacional, e descrito na seção 4.1.2. Enquanto

que para os custos da terra, em função da localidade ser pré-definida e fixa para todo o

estudo (Bom Jesus da Lapa), foi possível obter estimativa nacional do custo da terra na

região.

Já os custos de operação e manutenção demandados pelo sistema são de quatro

tipos:

Custo fixo anual (em $/ano);

Custo fixo por capacidade ($/kWano);

Custo variável por energia gerada ($/MWh);

Custo do combustível fóssil ($/MMBTU) (PALTSEV et. al. (2011) serviu de

base para as faixas de custo do GN utilizadas nas estimativas e são apresentados

no capítulo 4).

Os custos utilizados para as simulações provêm de diferentes fontes da literatura

internacional e são apresentados no capítulo 4.

32

O custo de contingência apresenta um custo não especificado que é determinado como porcentagem do

custo da planta e adicionado para cobrir as incertezas inerentes na implementação de um projeto. A

porcentagem adotada para arcar com essas incertezas depende da experiência existente em relação ao

processo e projeto. Quanto menor a experiência com uma determinada tecnologia ou um determinado

projeto, maior a porcentagem adotada (HOFFMANN, 2010).

100

3.6.2 Plantas CSP para Geração Elétrica Centralizada

O modelo do SAM atende as exigências de uma planta CSP centralizada, tanto

técnica como economicamente. Assim, são simuladas quatro configurações de plantas

diferentes (todas de 100MW conforme seção 3.5.1):

(1) Planta CSP Simples – sem armazenamento térmico, nem caldeira auxiliar;

(2) Planta CSP com Hibridização – a caldeira auxiliar opera com gás natural (GN) e

aquece o HTF proveniente do campo solar;

(3) Planta CSP com 6 horas de Armazenamento de calor – quando a irradiação

fornece energia superior à necessária para operar a turbina a plena carga, o

excedente é armazenado. E quando a irradiação é inferior à necessária para

operação da turbina a plena carga, se disponível, o calor é complementado

através do HTF armazenado;

(4) Planta CSP Avançada – considerando avanços tecnológicos e diminuição de

custos conforme NEEDS (2009), VIEBAHN et. al. (2010) e ARVIZU et al.

(2011), esta planta estaria disponível para entrar no sistema apenas em 2030 e

teria 12 horas de armazenamento.

O maior detalhamento dessas quatro plantas é feito na seção 4.1.

3.6.3 Térmicas a Gás Natural Hibridizadas com CSP

A hibridização descrita na seção anterior, 3.6.2 se restringe a um único perfil de

hibridização, o arranjo padrão do SAM, no qual a hibridização é feita exclusivamente

com um queimador de combustível fóssil que fornece calor adicional ao HTF (rever

seção 3.5.2). Esta seção tem o objetivo de analisar o impacto da hibridização no custo

nivelado para diferentes participações do gás natural na geração elétrica total da planta e

também estimar o custo nivelado para arranjos em ciclo combinado (arranjo não

disponível no SAM).

A queima de combustível fóssil fornece calor de alta qualidade. Conforme a

parcela de backup responsável pela eletricidade gerada aumenta, maior será o

desperdício desse calor de alta qualidade. O uso do backup como configurado no SAM

faz sentido para parcelas de hibridização que visam uniformizar a produção de energia

elétrica de plantas CSP e de acordo com FERNÁNDEZ-GARCÍA et al. (2010) e

101

ARVIZU et al. (2011) é aceito hibridização de até 50% para plantas CSP com ciclo

rankine.

Para hibridização superior a 50% é mais adequado pensar em uma planta de

ciclo combinado, na qual o gás natural queimado em uma turbina a gás (TAG) gera

eletricidade e seu exausto a alta temperatura (600° a 900°C) é redirecionado a um

gerador de vapor antes de ser descartado na atmosfera; e este vapor é utilizado para

operar uma turbina a vapor (KEHLHOFER et. al., 1999). No caso da planta CSP com

ciclo combinado, a turbina a vapor pode ser operada pelo vapor proveniente da turbina a

gás, do campo solar, ou de ambos simultaneamente, esse arranjo é conhecido como

ISCC (Integrated Solar Combined Cycle) (DGS, 2010).

A seção 4.2 visa analisar o efeito da hibridização no perfil de produção de

eletricidade e o impacto do uso de gás natural no custo nivelado de plantas CSP. Para

atingir este objetivo, são simuladas as seguintes configurações de plantas:

(1) Planta CSP Simples: repetição da planta (1) da seção 3.6.2 e do capítulo 4;

(2) Híbrida Diurna: quando há sol suficiente para operar a planta, mas não

necessariamente à potência nominal, parte dessa energia é complementada por

vapor proveniente de uma caldeira auxiliar (a GN) até um limite de 25% da

vazão de vapor máxima de entrada na turbina;

(3) Híbrida Noturna: quando há sol suficiente, funciona da mesma forma que a

planta híbrida diurna; porém quando não há sol suficiente (inclusive à noite), a

planta mantém a caldeira operando de forma constante33

, fornecendo 25% do

vapor máximo de entrada na turbina (similar à planta (2) da seção 3.6.2 e do

capítulo 4);

(4) Híbrida 95: funciona similar a híbrida diurna quando há radiação suficiente. No

restante do tempo opera como uma termelétrica em ciclo Rankine, e foi

simulada com produção bem próxima à máxima (operação contínua a 95% da

potência da turbina). Nessa planta o múltiplo solar foi arbitrado igual ao da

planta simples, e não otimizado.

(5) Híbrida ISCC: gás natural é queimado em uma turbina a gás para gerar

33

A planta não precisa necessariamente operar de modo constante a 25% de sua carga máxima. Uma

planta do gênero poderia, por exemplo, operar entre o fim da tarde e início da noite com a caldeira em

potencia máxima para gerar energia nas horas de maior demanda e ser desligada no meio da madrugada,

desde que no somatório anual seja equivalente a planta simulada. Ou seja, o modelo serve como uma

aproximação da operação e custos de uma planta CSP do gênero que operasse com fator de capacidade e

proporções de participação de cada fonte (solar e gás natural) similares aos da planta simulada.

102

eletricidade, enquanto o calor proveniente do exausto da turbina a gás é usado

para gerar vapor, e em conjunto com outra parcela de vapor proveniente de

coletores solares para abastecer uma segunda turbina (neste caso, turbina a

vapor), a fim de gerar mais eletricidade. Este modelo foi dimensionado para

gerar o equivalente a 25% de sua produção anual a partir da energia solar e os

demais 75% oriundos do gás natural, de modo a gerar por ano a mesma

quantidade de energia da Híbrida 95%.

A planta (2) está dentro da hibridização recomendada por FERNÁNDEZ-

GARCÍA et al. (2010) e ARVIZU et al. (2011) e a planta (3) pouco acima do limite

(detalhes na seção 4.2).

A planta (4) está acima do recomendado e foi simulada à guisa de comparação,

principalmente para ser comparada com a planta (5).

A Planta (5), que propõe a operação de uma planta ISCC não pôde ser simulada

no SAM. Então sua operação e custos foram estimados pelo somatório da parte solar e

da parte a GN. A parte solar foi simulada no SAM, enquanto os custos da parte da

térmica a gás foi estimado através de custos em função do preço do combustível,

segundo DU e PARSONS (2009) 34

.

Neste caso, a fração solar foi simulada no SAM, e neste caso considerou-se que

o bloco de potência possui custo zero, de modo a obter-se a operação e os custos apenas

do Campo Solar. Já a parte a GN foi considerada a operação de uma termelétrica a GN.

Os custos da termelétrica, incluindo o bloco de potência (compartilhado pela parte

solar), foram obtidos a partir da literatura e o custo nivelado da planta (5) foi uma

ponderação dos custos destas duas partes35

.

Ainda como parte da análise dos impactos da hibridização, as plantas propostas

foram estimadas para diferentes preços de gás natural, considerando-se a hipótese de

obtenção do gás natural no próprio estado da Bahia, oriundo de poços na Bacia de São

Francisco.

34

Este estudo levantou dados de custos de plantas instaladas nos EUA. 35

Cogitou-se utilizar o software Thermoflow, mas este software não é gratuito. A compra por parte da

UFRJ, a priori apenas para uso em uma única tese de doutorado não foi justificável e, apesar de a empresa

detentora dos direitos do software possuir acordos com algumas instituições de ensino no Brasil, foi

descartada uma parceria durante o prazo da tese. De fato, como se considerou uma planta operando em

regime permanente, as simulações aqui realizadas atenderam o objetivo deste estudo, ainda que se

recomendem aprimoramentos futuros com uso de softwares como Thermoflow (THERMOFLOW, 2012).

103

Os poços da Bacia de São Francisco ainda estão em fase de prospecção e

exploração, mas há potencial de tornar-se uma região produtora de GN, porém ainda

sem estimativas oficiais de custo (RIBEIRO, 2007; LIMA, 2008; ANP, 2011;

CÂMARA DOS DEPUTADOS, 2011; CHAMBRIARD, 2011; DUARTE, 2011; ANP,

2013; MATOS, 2013).

3.6.4 Tri-geração – Estudo de Caso de Hospital

Após a análise de diferentes arranjos de plantas para geração elétrica

centralizada, a seção 4.3 apresenta uma análise paramétrica de uma planta CSP ISCC

para tri-geração (calor para refrigeração em ciclo de absorção, calor útil e eletricidade)

em Bom Jesus da Lapa. A planta é dimensionada para atender a demanda térmica de um

hospital36

dimensionado para a região.

Em função dos custos observados nas simulações das plantas centralizadas, não

foi feita estimativa de custo para a planta de tri-geração. Foi escolhido apenas fazer uma

análise paramétrica do funcionamento tecnológico da planta, a fim de avaliar o

potencial técnico de aplicação desta alternativa.

Uma metodologia específica para simulação desta planta foi desenvolvida, dado

que não há como modelar a tri-geração no SAM. Entretanto o ponto de partida para o

dimensionamento da planta é identificar a demanda que ela deve atender.

3.6.4.1 Hospital de médio porte em Bom Jesus da Lapa

De modo a determinar a demanda fez-se necessário dimensionar o hospital. Para

identificar a carência de leitos na região são obtidas as relações de leito por habitantes

do munícipio de Bom Jesus da Lapa e de todos os municípios adjacentes (são 8

municípios que fazem fronteira com BJL) (IBGE, 2009).

A OMS (2012) utiliza indicadores de saúde e rankings para analisar e comparar

a saúde em diferentes países do mundo, mas não há uma recomendação específica para

a taxa de leitos por habitantes.

36

Não foi utilizado nenhum hospital na região e sim proposta a construção de novo hospital para

melhorar a infra-estrutura hospitalar da região.

104

Assim, as taxas locais são comparadas com as taxas do estado da Bahia, com a

taxa nacional e com o critério internacional (KFF, 2012 e OMS, 2012). É então

dimensionado (arredondado para cima) o número de leitos do hospital para que a

população de BJL e dos 8 municípios no entorno atinjam a média nacional (detalhes na

seção 4.3).

Quanto ao tamanho, os hospitais podem ser divididos em:

- pequeno porte (até 150 leitos);

- médio porte (entre 150 e 450 leitos), divididos também entre baixo e médio nível de

conforto (consequentemente de consumo energético) e alto nível de conforto;

- grande porte (acima de 450 leitos) (TOLMASQUIM et. al., 2003).

O hospital proposto para BJL é enquadrado na categoria de médio porte e foi

definido como de alto nível de conforto. TOLMASQUIM et. al. (2003), a partir de

levantamento dos hospitais do Brasil, fornecem as demandas médias de energia elétrica,

água quente (banhos e lavanderia) e carga térmica de refrigeração, conforme Tabela 23.

E assim calcula-se a demanda do hospital proposto para BJL.

Tabela 23 – Características médias de um hospital de médio porte com conforto

Densidade de leito 0,0143 leito/m²

Consumo total de energia

mensal 2.682 kWh/leito

anual 32.184 kWh/leito

Parcela da energia usada como eletricidade 0,5700

Parcela da energia usada como eletricidade

(excluindo uso para refrigeração e aquecimento)

0,3659

Ar condicionado 1,65 TR/100m²

Demanda de água quente (a 60°) 125 litros/leito/dia

45.625 litros/leito/ano

Fonte: TOLMASQUIM et. al. (2003)

As demandas calculadas a partir de TOLMASQUIM et. al. (2003) são médias e

não o perfil de demanda. A demanda elétrica foi considerada constante, considerando a

hipótese de comercialização do excedente, quando houver, e de compra da rede, caso

necessário. Assim o importante é o saldo entre consumo e geração. Entretanto é

importante obter o perfil das demandas térmicas, tanto de frio quanto de calor.

A energia consumida foi distribuída ao longo do ano proporcionalmente à

temperatura ambiente (quando T superou 20°C). Essa aproximação pode não ser a mais

precisa para representação da realidade, entretanto foge ao escopo do trabalho o projeto

105

detalhado da edificação do hospital, da sua inércia térmica e da curva de carga real que

a instalação apresentaria. O objetivo dessa estimativa é obter uma curva de carga

variável no tempo, tanto em relação a dia e noite quanto ao longo do ano, que sirva de

base para o dimensionamento da potência da planta CSP ISCC. Em função da

disponibilidade de dados hora a hora, optou-se por essa proporcionalidade.

3.6.4.2 Planta de tri-geração

Projeto

A planta é então dimensionada para atender a demanda térmica do hospital:

dimensionamento em paridade térmica. Assim o vapor extraído da turbina tem de ser

capaz de refrigerar o hospital durante a hora mais quente do ano através de um chiller de

absorção. Após fornecer calor para o chiller, o vapor extraído da turbina passa no

condensador e parte do calor extraído nesse trecho do ciclo é aproveitada para aquecer a

água de baixa temperatura usada para banho e lavanderia.

A planta é composta por (vide Figura 45):

Campo solar (foram modeladas 2 configurações: uma sem armazenamento e

outra com 3 horas de armazenamento);

Duas turbinas a gás, doravante chamadas TAG1 e TAG2 (detalhes do

dimensionamento na seção 4.3);

Turbina a vapor de contrapressão, doravante chamada TAV (detalhes do

dimensionamento na seção 4.3);

Chiller de absorção de estágio único (projetado para atender a potência máxima

de refrigeração durante a hora mais quente do ano).

106

Figura 45 – Esboço da planta ciclo combinado com tri-geração

O calor necessário para operar o chiller é extraído da TAV. O vapor é extraído

na condição de vapor saturado, e é condensado, transferindo calor para o chiller. A

TAV é então dimensionada para atender a demanda do chiller.

A demanda por vapor da TAV tem de ser atendida tanto pelos coletores (caso a

demanda ocorra em horários de sol), como pelo ciclo combinado operado pelas turbinas

a gás (durante os horários nublados ou noturnos).

Quanto à água de banho e lavanderia (demanda a 60ºC) é proposto que toda a

água necessária por dia seja aquecida ao longo de 6 horas diárias, de preferência

absorvendo calor produzido exclusivamente no campo solar (CS) e sendo armazenada

em tanques. Para garantir a água a 60ºC, escolheu-se aquecê-la e armazená-la a 70ºC.

Operação

Dimensionar os componentes de modo a atender ao pico de refrigeração

significa que a planta está sobredimensionada em relação à carga de refrigeração a

maior parte do ano e que o hospital é autossuficiente nesse aspecto.

A planta sempre opera a TAV, mas ela pode ser acionada pelo vapor do CS, da

TAG1, da TAG2 ou de qualquer combinação entre os três componentes. Tudo vai

depender da quantidade de irradiação e da demanda do hospital a cada hora.

107

A operação do campo solar (sem e com armazenamento) é simulada no SAM e o

principal resultado obtido do software é o fluxo de HTF e consequentemente a

quantidade de calor gerada pelo campo solar hora a hora. Como a planta não pode ser

toda simulada no SAM não faz sentido trabalhar a partir do MS, portanto, foi

determinada a área do campo solar (CS) necessária para prover o fluxo de calor

necessário para operação da TAV.

Os outros componentes da planta, entre os quais as TAGs 1 e 2, a TAV e o

chiller, são modelados em planilha Excel hora a hora em regime permanente (detalhes

do dimensionamento das turbinas na seção 4.3.2).

Como o objetivo do estudo é avaliar a possibilidade técnica deste arranjo, optou-

se por não fazer a modelagem para todas as horas do ano. Como a planta é

dimensionada para atender o pico da demanda térmica, ela está consequentemente

sobredimensionada para as demais horas do dia, assim foram escolhidos três dias: o

mais quente do ano (11/09) (Figura 46), o mais frio (30/06) (Figura 47) e um dia à

escolha do analista que apresenta radiação oscilante ao longo do dia devido à

nebulosidade (no caso foi escolhido o terceiro dia do ano, conforme dados do banco de

dados de SWERA (2012), Figura 48). Esses dias são suficientes para a proposta deste

estudo, avaliar a viabilidade técnica da planta.

Figura 46 – Dia mais quente do ano

Fonte: SWERA (2012)

108

Figura 47 – Dia mais frio do ano

Fonte: SWERA (2012)

Figura 48 – 3º dia do ano

Fonte: SWERA (2012)

109

4 – SIMULAÇÕES DE PLANTAS CSP EM BJL

O capítulo 4 apresenta e analisa todas as simulações propostas neste estudo,

divididas em três seções principais seguindo a metodologia apresentada no capítulo 3.

4.1 Plantas CSP para geração elétrica centralizada

As simulações apresentadas nesta seção fizeram parte de um estudo do

laboratório CENERGIA (do PPE/COPPE), intitulado “Potencial de Integração em

Larga Escala de Energia Solar (Fotovoltaica e Térmica) para Geração Centralizada de

Eletricidade no Brasil” (SCHAEFFER et. al. 2012).

O projeto apresentou resultados de avaliação do potencial solar (fotovoltaico e

concentração solar) das principais regiões do país e simulou, a partir de um modelo de

otimização, o impacto da entrada em larga escala desse tipo de fonte no país no longo

prazo (horizonte 2040). O estudo também deu origem à publicação em periódico

internacional, MALAGUETA et. al. (2013).

As plantas CSP simuladas neste capítulo baseiam-se nos modelos comerciais

existentes no mundo e que servem de base para o arranjo padrão presente no SAM e as

variações possibilitadas pelo software, conforme detalhado na seção 3.6.2 e no Anexo

III.

É apresentada a operação de uma planta simples CSP de 100 MW e em seguida

comparadas as diferenças de operação e de custos obtidos através da utilização de

hibridização ou de armazenamento. Por fim é apresentada uma planta baseada nas

perspectivas de avanços tecnológicos para 2030 presentes na literatura, como em

ARVIZU et al. (2011).

4.1.1 Bom Jesus da Lapa

Conforme justificado na seção 3.3, foi escolhida a cidade de Bom Jesus da Lapa

(BJL) para as simulações propostas.

Bom Jesus da Lapa situa-se no estado da Bahia, na região Nordeste (NE),

localizada no sul da região do Vale do São Francisco e é indicada na Figura 49. A

Tabela 24 apresenta o resumo dos dados climatológicos de BLJ.

110

Figura 49 – Irradiação solar direta (DNI) na Bahia e identificação de Bom Jesus da Lapa

Fonte: Elaboração própria usando o software GeospatialToolkit (2012)

Tabela 24. Dados climatológicos de Bom Jesus da Lapa

Informação da localidade

Cidade Bom Jesus da Lapa

(BJL)

Estado Bahia

Fuso horário GMT-3

Elevação 458 m

Latitude -13,27°

Longitude - 43,42°

Dados climatológicos

anuais

Irradiação direta normal (DNI) 2.198,5 kWh/m2.ano

Irradiação global horizontal 2.143,2 kWh/m2.ano

Temperatura de bulbo seco 26,1 °C

Velocidade do vento 1,6 m/s

Fonte: Elaboração própria usando dados do SAM/DVIEW

4.1.2 Modelo de Dimensionamento e Avaliação das Tecnologias CSP

São simuladas usinas padrão de 100 MWe para as quatro seguintes configurações:

(1) Planta CSP Simples – sem armazenamento térmico, nem caldeira auxiliar,

portanto gera eletricidade somente quando há radiação suficiente para operar o

sistema;

(2) Planta CSP com Hibridização – a caldeira auxiliar opera com gás natural (GN);

(3) Planta CSP com 6 horas de Armazenamento de calor; e

(4) Planta CSP Avançada – considerando avanços tecnológicos e diminuição de

custos, esta planta entraria em operação apenas em 2030 e teria 12 horas de

111

armazenamento.

Os dados técnicos dos quatro sistemas considerados são apresentados na Tabela 25.

Tabela 25 – Principais dados técnicos das plantas CSP simuladas para BJL

Irradiação direta normal de projeto 750,0 W/m²

Simples c/ Hibridização c/ Armazenamento Avançada

Fluido de transferência de calor Therminol VP-1 Hitec XL

Coletor Solargenix SGX-1

Receptor

Schott PRT70 Schott PRT70

Vacuum

Bloco de potência

Potência nominal 100 MWe

Potência de projeto 111 MWe

Perdas parasíticas 10% (valor padrão do SAM)

Eficiência do ciclo

termodinâmico 37,7%

Pressão de operação da

caldeira de back-up - 100 bar - -

Eficiência LHV da

caldeira de back-up - 85,7% - -

Sistema de

resfriamento

Tipo de condensador Torre seca

Temperatura ambiente

de projeto 26°C

Armazenamento de

calor

Horas de

armazenamento 0h 0h 6h 12h

Fluido de

armazenamento - - Sal Fundido Hitec XL

Hibridização

Modo de despacho -

Suplemental

operation - -

Fração máxima de

vapor proveniente da

caldeira na entrada da

turbina

(em períodos de

radiação insuficiente)

- 25% - -

Devido à menor disponibilidade de água na região (BURGI, 2013), para as

plantas propostas são consideradas torres secas no sistema de resfriamento, em

consonância com as, cada vez mais restritivas, exigências ambientais na Califórnia e na

Espanha para licenciamento de plantas CSP, cujos empreendimentos em planejamento

só estão sendo autorizados com uso de torre seca, para não competir com os usos mais

nobres da água na localidade das plantas.

Quanto à hibridização proposta no estudo, esta consiste de uma caldeira auxiliar

em paralelo. A caldeira gera uma vazão de vapor suplementar, que é misturada à vazão

de vapor proveniente do trocador de calor para em seguida operar a turbina. Nesta

modelagem, quando a radiação for insuficiente para operar a turbina à carga nominal, a

caldeira é acionada para atingir a potência nominal da turbina. Durante as horas de

radiação suficiente para acionar o campo solar, essa complementariedade foi limitada,

neste estudo, a 25% do vapor de entrada na turbina. Em períodos diurnos de baixa

112

radiação (abaixo do mínimo para operação do campo solar) e durante as noites a

caldeira opera continuamente, mantendo a turbina operando com 25% de sua potência.

Essa operação resulta em pelo menos 42%37

da energia gerada no ano proveniente da

energia absorvida no campo (detalhes na seção 4.2).

A hibridização em BJL seguiu o padrão utilizado no mundo, com o uso de gás

natural (FERNÁNDEZ-GARCÍA et al., 2010; ARVIZU et al., 2011; COHEN e

GILBERT, 2006; NREL, 2005) numa caldeira a 100 bar e com 85,7% de eficiência

(SZKLO et al., 2004).

Com exceção da planta avançada38

, essas plantas são simuladas em dois cenários

diferentes: base e alternativo. Os parâmetros financeiros para cada cenário inseridos no

software encontram-se compilados na Tabela 26.

Os tributos foram simplificados como uma tributação federal única. LODI

(2011), para um projeto CSP de 30 MW sem armazenamento térmico localizada no

nordeste brasileiro, considerou as seguintes componentes de impostos: 8% de IR, entre

3,65 e 9,25% de PIS/COFINS e 12% para CSLL, totalizando 29,25% em tributos

federais. Devido à falta de referência de projetos semelhantes no Brasil e o porte de

100MW, esta tese considera valor mais conservador para o cenário base, 34%

(aproximadamente 27% de imposto de renda e 7% de contribuições), conforme proposto

por SCHAEFFER et al. (2012) e também utilizado por SORIA (2011).

No cenário alternativo são propostos incentivos fiscais, como a diminuição da

taxa fiscal PIS/PASEP e COFINS em 7%, assim o valor considerado no cenário base

para esta taxa cai de 12% para 5% e os tributos federais totais são reduzidos de 34%

para 27%.

37

De fato, a limitação da hibridização é arbitrária e em geral determinada pelas leis de incentivo à energia

CSP em cada país, como condição para obtenção dos benefícios. Os EUA permitem a hibridização até

25% do total da energia anual primária que entra na planta a partir de gás natural, embora haja estados

que só permitam 2% (caso da Califórnia a partir de 2011); e a Espanha permite o consumo de

combustível de back-up até 12-15% da produção anual elétrica (NREL, 2005; FERNÁNDEZ-GARCÍA et

al., 2010). Na Itália e na Argélia, as tarifas de incentivo são proporcionais à participação solar (“solar

fraction”) (MEM-Algerienne, 2004). Em Israel, as regulações permitem até 30% de back-up com

combustível fóssil. 38

A planta avançada somente ocorre num cenário alternativo, em que plantas menos avançadas, que são

instaladas anteriormente, acarretam em aprendizado e desenvolvimento tecnológico.

113

Tabela 26 – Parâmetros financeiros usados como entrada no SAM

CENÁRIO

BASE ALTERNATIVO

Período de análise 30 anos

Inflação 0%

Taxa real de desconto 10%

Tributos 34% 27%

Seguro 0,5% do custo total instalado

Valor residual 0% do custo total instalado

Prazo de amortização * 16 anos

Taxa de juros * 7,4% a.a.

Fração de dívida * 70%

TIR mínima requerida 15% (a.a.)

Depreciação Linear 10 anos MACRS 5 anos * O cenário base não considera financiamento

Quanto ao financiamento, no cenário base foi considerado o uso de capital

próprio, dado que o risco percebido para uma tecnologia nunca utilizada no país

acarretaria em alta taxa de juros (SCHAEFFER et al., 2012).

No cenário alternativo considerou-se que linhas especiais de crédito oferecidas

para empreendimentos em fontes renováveis no Brasil também seriam disponibilizadas

para plantas CSP, como o FINEM (BNDES, 2011) 39

. No caso de um projeto de CSP

receber esse financiamento, pode-se considerar que o valor associado ao risco seria

máximo, chegando a 3,57% (BNDES, 2011). Esse alto valor de risco pode acarretar

taxas de juro de até 10,47% no caso de apoio direto40

, valor considerado alto

(SCHAEFFER et al., 2012). O estudo propõe, portanto, que além do crédito FINEM

para os empreendimentos CSP, seja também reduzida a taxa de risco de crédito do

cliente de 3,57% a.a para 0,5% a.a. Assim, a taxa de juros igual à soma de 6% a.a. da

39

O cenário alternativo considera o financiamento dos empreendimentos CSP através do BNDES, órgão

que apóia projetos que visem à diversificação da matriz energética nacional e que contribuam para a sua

sustentabilidade. Esse financiamento é dado por meio do produto FINEM através da linha de

financiamento “Energias Alternativas”. Nessa linha os empreendimentos apoiáveis são projetos de

bioeletricidade, biodiesel, bioetanol, energia eólica, energia solar, pequenas centrais hidrelétricas e outras

energias alternativas (BNDES, 2011). O BNDES não especifica se os empreendimentos solares são PV

ou CSP. 40

O custo financeiro do BNDES é definido como a taxa de juros de longo prazo (TJLP), que é fixada pelo

Conselho Monetário Nacional e divulgada até o último dia útil do trimestre imediatamente anterior ao de

sua vigência. Desde julho de 2009 a TJLP permanece em 6% a.a. (BNDES, 2011). A remuneração básica

do BNDES é 0,9% a.a. e a taxa de risco de crédito varia até 3,57% a.a., conforme o risco de crédito do

cliente. Assim, a taxa de juro é o somatório de 6% da TJLP, 0,9% da remuneração básica do BNDES e

3,57% por risco máximo (BNDES, 2011), totalizando 10,47%.

114

TJLP, 0,9% a.a da remuneração básica do BNDES e 0,5% do valor de risco mínimo,

resulta em 7,4% a.a.

O valor mínimo de financiamento do FINEM é 10 milhões de reais e o prazo de

amortização é de até 16 anos41

.

A participação máxima do BNDES é 80% dos itens financiáveis. Os itens

financiáveis de uma planta CSP, com o crédito FINEM, são: a) aquisição de máquinas e

equipamentos que não sejam produzidos no Brasil; e b) internalização desses bens

importados. Dado que a tecnologia CSP não está consolidada no país e nem existem

atualmente produtores nacionais dos componentes (concentradores solares, receptores

solares, seguidores, etc.) a compra desses equipamentos no exterior equivaleria a itens

financiáveis.

Dado que o SAM interpreta a fração de dívida como uma fração dos custos

totais instalados, sem fazer restrições com relação ao tipo de itens financiáveis, a

simulação considera apenas 70% como sendo o valor de fração de dívida.

Segundo LODI (2011), o valor estimado para seguro em projetos CSP é 0,1% do

investimento. Neste estudo foi escolhido utilizar o valor padrão do SAM de 0,5% do

total de custos instalados por ser mais conservador. Quanto à depreciação, o cenário

base considera a depreciação linear em 10 anos e como medida de incentivo a MACRS

5 anos (SCHAEFFER et al., 2012).

Os custos de capital e de operação das plantas encontram-se na Tabela 27.

Foram utilizados os valores padrões do SAM (SAM/NREL, 2011), exceto quando

especificado.

Para a contingência foi considerado um valor de 20% do total de custos

instalados (e 10% para a planta avançada). Esse valor foi utilizado também por

HOFFMANN (2010) na análise de custos de UTEs (usinas termelétricas) a carvão e

UTEs com CCS. Considera-se que este valor seja bem conservador com relação aos 7%

propostos no SAM (SAM/NREL, 2011), ou aos 10% propostos por LODI (2011).

41

A linha de crédito FINEM considera um prazo de carência de até 6 meses após a entrada em operação

comercial do empreendimento financiado. Normalmente, no prazo de carência, são cobrados os juros

incidentes sobre o saldo devedor. Quando utilizado o custo financeiro em TJLP, no período de carência,

somente são cobrados 6% a.a.. A parte da TJLP que exceder esses 6% a.a. é capitalizada, isto é,

adicionada ao saldo devedor para ser paga no período de amortização. As simulações no SAM para os

casos no cenário alternativo não consideram o período de carência dado que o software não possibilita

essa alternativa financeira (BNDES, 2011).

115

Tabela 27 – Custos usados na simulação de plantas CSP no Brasil

CSP simples

CSP

armazenamento

calor 6h

CSP

hibridização

CSP planta

avançada¹

Custos diretos

de capital

Obras de melhoria do sitio 25 US$/m2

Campo solar 295 US$/m2 260 US$/m2

Fluido de transferência de

calor 90 US$/m2 84,6 US$/m2

Armazenamento térmico 0 US$/kWht 80 US$/kWht 0 US$/kWht 70,4 US$/kWht

Sistema de hibridização 0 US$/kWe 420 US$/kWe 0 US$/kWe

Bloco de potência 940 US$/kWe 893 US$/kWe

Contingencia² 20% 10%

Custos indiretos

de capital

EPC e custos do proprietário 11% dos custos diretos

Terra³ 1.000 US$/ha.

Custos de

operação e

manutenção

Custo fixo por potência

131,70 US$/kW-ano no cenário base

70 US$/kW-ano no cenário alternativo. 4

70 US$/kW-ano, só

é simulado no

cenário alternativo

Custo variável por geração 3 US$/MWh

Custo do combustível de

hibridização 0 US$/MMBTU

Gás Natural: 8,00

US$/MMBTU

0 US$/MMBTU

Fontes: SAM/NREL (2011); ¹ARVIZU et al. (2011), ²HOFFMANN (2010), ³SCOT

CONSULTORIA (2011), 4SORIA (2011)

No caso da planta avançada, ARVIZU et al. (2011) apresenta perspectivas de

queda dos custos de CSP de 2012 a 2025 em função de economias de escala com

relação ao tamanho da planta, redução dos custos dos componentes do cilindro-

parabólico, desenvolvimento de novos materiais, produção em série e implementação de

processos de alta eficiência, conforme Figura 50.

116

Figura 50 – Expectativas de queda de custos de plantas CSP de 2012 a 2025

Fonte: ARVIZU et al. (2011)

NEIJ (2008) estima que a curva de aprendizado do CSP, excluindo-se o bloco de

potência, cairá em 10±5%. Enquanto estudos mais “otimistas” afirmam que reduções do

custo do CSP podem chegar a 40% em uma década (ARVIZU et al., 2011).

Outros estudos propõem as quedas de custo por componente e consideram

também o boco de potência:

- 10% para o campo solar, 8% para o armazenamento e 2% para o bloco de

potência (TRIEB et. al., 2009);

- 12% para o campo solar; 12% para o armazenamento e 5% para o bloco de

potência (NEEDS, 2009 e VIEBAHN et. al., 2010).

Assim, foram escolhidos os valores de NEEDS (2009) e VIEBAHN et. al.

(2010), por serem os intermediários encontrados na literatura e serem de fontes mais

recentes. Portanto a planta avançada simulada considera, em relação aos custos da

planta simples, reduções de custos de: 6% no fluido de transferência de calor (ARVIZU

et al., 2011), 12% no campo solar, 12% no sistema de armazenamento de calor e 5% no

bloco de potência (NEEDS, 2009 e VIEBAHN et. al., 2010). Tais reduções foram

implementadas em cada bloco da ferramenta SAM, antes descrita.

117

4.1.3 Resultados e discussões

O Múltiplo Solar (MS), definido na seção 3.4, foi otimizado em cada caso de

modo a se obter o menor custo nivelado (LCOE) para uma taxa de desconto de 10% e

taxa interna de retorno de 15%.

Resumos das simulações do cenário base são apresentados na Tabela 28 e do

cenário alternativo na Tabela 29.

Tabela 28 – Produção, FC e principais custos das plantas de BJL (cenário base)

Bom Jesus da Lapa, Cenário Base

Simples c/ Hibridização c/ Armazenamento

MS 1,20 0,72 2,00

Produção anual

[milhões kWh] 206 339 360

LCOE [USS$

c/kWh] 64,52 39,15 65,45

Fator de

capacidade 23,5% 38,7% 41,1%

Custos diretos de

capital [milhões

US$]

460 376 844

Custos indiretos de

capital [milhões

US$]

51 42 93

Total de custos de

capital [milhões

US$]

511 418 938

Custo total

instalado por

potência [US$/kW]

5.116,83 4.185,64 9.386,88

O&M: custo fixo

por potência

[US$/kW.ano]

131,70 131,70 131,70

O&M: custo

variável por

geração

[US$/MWh]

3,00 3,00 3,00

O&M: custo

combustível de

back-up

[US$/MMBTU]

- 8,00 -

118

Tabela 29 – Produção, FC e principais custos das plantas de BJL (cenário alternativo)

Bom Jesus da Lapa, Cenário Alternativo

Simples c/ Hibridização c/ Armazenamento Avançada

MS 1,22 0,87 2,02 2,85

Produção anual

[milhões kWh] 208 361 362 532

LCOE [USS$

c/kWh] 30,60 21,60 30,85 19,45

Fator de capacidade 23,8% 41,3% 41,3% 60,8%

Custos diretos de

capital [milhões

US$]

449 417 850 779

Custos indiretos de

capital [milhões

US$]

50 46 94 86

Total de custos de

capital [milhões

US$]

499 463 944 865

Custo total

instalado por

potência [US$/kW]

4.993,33 4.638,49 9.448,62 8.658,76

O&M: custo fixo

por potência

[US$/kW.ano]

70,00 70,00 70,00 70,00

O&M: custo

variável por

geração

[US$/MWh]

3,00 3,00 3,00 3,00

O&M: custo

combustível de

back-up

[US$/MMBTU]

- 8,00 - -

Fonte: Elaboração própria

Primeiramente, observemos a Planta Simples no cenário base: o MS que oferece

o menor custo nivelado é de 1,20 e gera 206 GWh por ano a 64,52 USS$c/kWh,

enquanto que, no cenário alternativo, os incentivos estimulam uma planta com mais

espelhos, MS igual a 1,22 e consequentemente maior FC, mas com custo nivelado

menos da metade, 30,60 USS$c/kWh.

A proposta da hibridização possibilita aumentar o FC de capacidade da planta

utilizando um combustível auxiliar, porém alimentando o mesmo bloco de potência,

podendo operar ambas as fontes (solar e gás natural) ao mesmo tempo, de forma

complementar, ou sozinhas em instantes diferentes.

Com isso, ao otimizar o MS, este tende a ser menor que na Planta Simples

quanto menor for o custo do combustível, podendo inclusive ser sugerido pelo software

um MS nulo, ou seja, não colocar espelho algum. Nos casos simulados isso não foi

119

observado, pois o preço do GN (cenário baseado em DU e PARSONS (2009) conforme

seção 3.6.3) não justificava tal resultado42

.

Assim, nas plantas hibridizadas, com MS de 0,72 e 0,87 (cenários base e

alternativo respectivamente), o custo nivelado da energia cai 39% ou 29%, se

comparado à Planta Simples. Quanto maiores os custos da parte solar da planta, maior

será a queda do MS no arranjo híbrido, por isso o cenário base apresenta maior

discrepância entre as plantas simples e híbrida do que o cenário alternativo.

O resumo dos resultados técnico-econômicos das plantas híbridas é apresentado

na Tabela 30. Nota-se que, com a hibridização configurada no formato proposto, a

parcela da produção ao longo de um ano proveniente da energia solar fica em torno de

42% a 47% dependendo do caso. Observe que maiores incentivos à planta solar que

baixem os custos dos coletores, estimulam maior campo solar e consequentemente

menos consumo de combustível fóssil.

Tabela 30: Resumo dos casos híbridos

Plantas híbridas Bom Jesus da Lapa

Base Alternativo

MS 0,72 0,87

Produção anual [GWh] 339 361

LCOE [USS$ c/kWh] 39,15 21,60

Fator de capacidade 38,7% 41,3%

Parcela da produção anual proveniente:

do campo solar 42% 47%

da caldeira 58% 53%


Para as plantas com sistema de armazenamento de calor, sempre que o calor

proveniente do campo solar não for suficiente para operar a turbina à carga nominal e

houver calor armazenado no tanque quente, é usado esse calor para complementar a

geração elétrica; enquanto que sempre que o campo solar gerar mais calor do que o

necessário para gerar eletricidade, esse excesso é armazenado.

A hibridização e o armazenamento de 6 horas resultam em operações com

fatores de capacidade similares, vide o caso alternativo, no qual as simulações indicam

o mesmo FC (41,3%), entretanto o LCOE para planta com armazenamento ficaria

42

SORIA (2011) apresenta esse tipo de análise em função do preço do bagaço de cana em plantas

simuladas para Campo Grande.

120

42,8% acima da planta híbrida (vide Tabela 29). No cenário base, a planta com

armazenamento apresenta LCOE 67,1% maior que a planta híbrida (Tabela 28).

Se comparadas às plantas simples com as plantas de armazenamento (6 horas),

observa-se um aumento na produção em torno de 74% em ambos cenários, entretanto, o

custo nivelado continua na mesma faixa que na planta simples devido ao alto custo de

capital adicional do sistema de armazenamento (incluindo o fluido) e aumento do

campo solar, vide os custos por potência instalada (US$/kW). Isto denota que um

campo de pesquisa importante está associado à termoacumulação, como apontam

DINÇER e ROSEN (2011) e MEDRANO et. al. (2010).

Devido às premissas do estudo, com os avanços tecnológicos, a Planta Avançada

apresentaria uma queda do custo nivelado, e poderia ofertar a eletricidade a 19,45

US$c/kWh, com mais de 60% de fator de capacidade.

A Figura 51 apresenta as produções hora a hora de cada planta no cenário

alternativo nos três primeiros dias de operação das simulações (de 01 a 03 de janeiro). O

primeiro gráfico mostra a produção da planta simples. Pode-se observar a variação da

geração elétrica, principalmente no primeiro e no terceiro dia, enquanto no segundo dia

a produção oscilou menos. Com a hibridização, a geração continua com grandes

variações, mas o valor absoluto gerado por hora aumenta, principalmente nas primeiras

e últimas horas de sol. No terceiro gráfico, referente à planta com 6 horas de

armazenamento, observa-se que a geração se torna mais constante. Outra característica

importante desse sistema é a produção de eletricidade nas primeiras horas noturnas,

tendo se desligado no segundo dia às 23h. Por fim, no último gráfico, relativo à planta

Avançada, constatam-se as mesmas observações feitas para a planta com 6 horas de

armazenamento, porém mais acentuadas, quase sem variações ao longo das horas de sol

e no caso do segundo dia, o calor armazenado foi suficiente para operar a turbina até às

4 horas da madrugada.

Devido às escolhas pelo uso de torre seca, as plantas apresentaram consumo de

água em torno de 0,1 m³/MWh gerado, 30 a 40 vezes menor que o consumo de plantas

similares operando com torre úmida (vide SORIA, 2012 e MALAGUETA et. al., 2013).

121

Figura 51 – Produção horária das plantas simples, híbrida, com armazenamento (6h) e

avançada (cenário alternativo) em BJL durante os 3 primeiros dias de janeiro


Para finalizar a análise dos resultados cabe comparar as estimativas obtidas com

o histórico de preços dos leilões no Brasil. A Tabela 31 e a Tabela 32 apresentam os

valores contratados por tipo de leilão e por fonte desde 2005. As tabelas também

apresentam as médias por leilão, as médias por fonte e as médias para as fontes

renováveis e para as fósseis.

122

Tabela 31 – Preço médio de contratação por licitação de 2005 a 2009 (R$/MWh, a valores constantes)

2005 2006 2006 2007 2007 2007 2007 2007 2008 2008 2008 2009 2009 2009

1º LEN 2º LEN 3º LEN 1º LFA 4º LEN 5º LEN 1º LPE 2º LPE 1º LER 6º LEN 7º LEN 8º LEN 2º LER 3º LPE

HIDRÁULICA 169,11 183,31 173,29 177,71 107,32 94,40 128,57 93,57

PCH 152,44 180,03 187,97 179,69

EÓLICA 182,79

BAGAÇO DE CANA 189,81 193,75 196,42 193,44 198,89 188,35 180,44

CAPIM ELEFANTE

CRIADOURO AVÍCOLA 192,86

BIOGÁS 190,62

RESÍDUOS DE MADEIRA 182,70

GÁS NATURAL 187,30 197,71 177,97

GNL 168,86 189,65

CARVÃO MINERAL

NACIONAL 182,77

CARVÃO MINERAL

IMPORTADO 174,71 181,85

ÓLEO COMBUSTÍVEL 201,93 193,91 197,71 187,47 180,93 168,59 189,42

ÓLEO DIESEL 203,40 193,90 197,28

GÁS DE PROCESSO 196,10

URÂNIO

TOTAL 178,01 185,24 180,84 191,13 187,47 177,09 107,32 94,40 198,89 168,73 180,10 180,32 182,79 93,57

RENOVÁVEL 169,26 183,37 174,46 191,13 177,71 107,32 94,40 198,89 136,12 180,32 182,79 93,57

FÓSSIL 188,21 193,90 196,97 187,47 176,52 168,73 188,11

Fonte: CCEE (2013)

123

Tabela 32 – Preço médio de contratação por licitação de 2010 a 2013 (R$/MWh, a valores constantes)

2010 2010 2010 2010 2010 2011 2011 2011 2012 2013 2013

1º CER 10º LEN 2º LFA 3º LER 11º LEN 12º LEN 4º LER 13º LEN 15º LEN 5º LER 16º LEN MÉDIO

HIDRÁULICA 110,00 78,42 114,03 99,59 96,44 110,39 119,63

PCH 184,24 175,55 156,13 127,01 165,09

EÓLICA 160,16 146,53 111,32 111,28 114,79 90,74 110,51 135,82

BAGAÇO DE CANA 164,72 173,58 114,49 111,10 112,54 133,57 174,85

CAPIM ELEFANTE

CRIADOURO AVÍCOLA 192,86

BIOGÁS 190,62

RESÍDUOS DE

MADEIRA 114,02 136,69 137,58

GÁS NATURAL 115,44 159,67

GNL 185,99

CARVÃO MINERAL

NACIONAL 182,77

CARVÃO MINERAL

IMPORTADO 176,34

ÓLEO COMBUSTÍVEL 187,56

ÓLEO DIESEL 198,34

GÁS DE PROCESSO 196,10

URÂNIO 183,11 183,11

TOTAL 183,11 118,85 161,80 155,40 78,42 114,11 111,36 111,58 94,15 110,51 124,97 139,91

RENOVÁVEL 118,85 161,80 155,40 78,42 126,42

FÓSSIL 183,11 177,74

Fonte: CCEE (2013)

124

Constata-se, portanto, que nenhuma das simulações apresentadas nesta seção

seriam competitíveis no mercado brasileiro segundo as hipóteses assumidas neste

estudo. Até mesmo a planta avançada, que apresentou menor custo nivelado, 194,50

US$/MWh é quase o dobro do maior valor já contratado, 203,40 R$/MWh para térmica

a óleo diesel em 2005.

Assim, se for de interesse governamental, uma forma de estimular a entrada

destas plantas seria um leilão específico para energia solar térmica. Os valores obtidos

com as simulações podem servir de base para estimativas do governo de preço de

partida nos leilões. Mesmo as tarifas sendo bem superiores às demais tarifas negociadas

no leilão, pela estrutura do sistema de leilão seria comprada a energia do empreendedor

que oferecesse a planta CSP com menor tarifa.

Ou seja, plantas híbridas seriam mais vantajosas que plantas que utilizem

somente energia solar, portanto seria imprescindível que o leilão tivesse regras claras

quanto à permissão ou não de hibridização, e caso fosse permitido, determinar limites e

meios de fiscalizá-los.

Porém, vale lembrar que o governo não sinaliza esse intuito, conforme o Plano

Decenal de Expansão de Energia 2021 (EPE/MME, 2013).

Outra medida possível seria a proposta de uma tarifa fixa especial (feed-in).

Analogamente a sugestão anterior, os valores apresentados neste estudo podem servir de

base para a determinação da tarifa feed-in. Caso haja quedas significativas no custo de

plantas CSP no curto prazo, tal medida pode significar altos custos para sociedade e

lucro exagerado para o empreendedor.

Se não é esperado um leilão específico para solar térmica, menos ainda uma

tarifa feed-in para plantas CSP. E ao considerar que o Brasil ainda possui capacidade de

expansão de outras fontes renováveis mais baratas, como hidráulica, PCH, eólica e

biomassa, e que os altos custos são de algum modo repassados ao consumidor, não é

adequado propor uma política feed-in por esse prisma.

Entretanto, a tarifação feed-in poderia e deveria ser limitada a um teto de

capacidade máxima de CSP instalada no país e assim os custos para a sociedade seriam

sabidos previamente e não ultrapassariam os valores considerados adequados pelo

legislador.

Como esta seção avaliou apenas uma configuração para plantas híbridas e com

custo fixo do GN, cabe analisar como varia o custo nivelado de uma planta CSP híbrida

125

em função da parcela de hibridização e do custo do GN. O que é mostrado na próxima

seção.

4.2 Térmicas a gás natural hibridizadas com CSP

A simulação da planta CSP híbrida apresentada na seção anterior suscitou novos

questionamentos quanto a influência da hibridização no custo nivelado da planta, como:

- qual o impacto do preço do GN no custo nivelado de uma planta CSP híbrida?

- qual o impacto do arranjo da planta, ciclo rankine ou ciclo combinado, na operação e

no custo nivelado de uma planta CSP híbrida?

Esta seção 3.2 tem, portanto, o objetivo de analisar a influência da hibridização

para diferentes parcelas do gás natural na geração total da planta híbrida, bem como a

influência do preço do gás natural na configuração da planta e no custo nivelado da

eletricidade gerada. As plantas analisadas nesta seção possuem a mesma potência

estipulada até então, 100 MW. Os demais parâmetros técnicos, custos de entrada e

condições financeiras são as mesmas do capítulo anterior, salvo quando explicitamente

especificado.

4.2.1 Gás natural na Bacia do Rio São Francisco

A Bacia do Rio São Francisco apresenta uma área total de 379.357 km2

(DUARTE, 2011), abrangendo os estados de Minas Gerais, Bahia, Tocantins, Goiás e

Distrito Federal (vide Figura 52). Os esforços exploratórios nesta bacia enfrentam a

complexidade de uma bacia sedimentar Neo-Proterozóica (1.750 milhões de anos)

(LIMA, 2008; DUARTE, 2011). As descobertas de importantes quantidades de gás

natural em outras bacias similares (Bacia de Kaltasa e Volga na Rússia, Bacia de

Irkutskj na Sibéria, Bacia de Huqf em Omã, etc.) motivaram a exploração nesta região

do Brasil onde sempre houve indícios de GN (região “Remanso do Fogo”) (RIBEIRO,

2007; LIMA, 2008).

Até 1998 o esforço exploratório na Bacia do São Francisco foi mínimo (2.826

km de sísmica 2D, 317.000 km2 de magnetometria, 4 poços perfurados pela Petrobras e

18 poços perfurados pela CPRM) (RIBEIRO, 2007). Por conta dos poucos dados

disponíveis esta bacia foi considerada de alto risco exploratório (RIBEIRO, 2007). Em

2002, na Quarta Rodada de Licitações, promovida pela ANP, foi ofertado o primeiro

126

bloco (BT-SF-1 com área de 2.946 km2), entretanto nessa Rodada não houve oferta

vencedora (RIBEIRO, 2007). Já na Sétima Rodada de Licitações, em 2005, a Bacia do

Rio São Francisco foi a área de maior interesse: foram ofertados 39 blocos e 31

concedidos (LIMA, 2008). Na Décima Rodada de Licitações, em 2008, foram ofertados

12 blocos com 26.725 km2 e 9 concedidos (CHAMBRIARD, 2011; ANP, 2011). De

acordo com MATOS (2013) na bacia do São Francisco já foram perfurados 32 poços,

com 24 declarações de descobertas.

Os esforços exploratórios das empresas ganhadoras incluem investimentos

crescentes em pesquisa sísmica, levantamentos aerogeofísicos, aeromagnetometria,

aerogravimetria, estudos geoquímicos, processamentos dos dados e perfuração de poços

pioneiros. Só em 2008 as expectativas de investimento em exploração nesta região

foram de mais de 60 milhões de reais (LIMA, 2008).

Os resultados preliminares dos aerolevantamentos no final de 2006 indicaram a

existência de estruturas geológicas com grande potencial para a existência de gás natural

na Bacia do Rio São Francisco, embora ainda não haja dados oficiais da quantidade do

recurso, nem de reservas provadas (RIBEIRO, 2007). Com os dados disponíveis, a ANP

acredita que há um sistema petrolífero ativo na Bacia do São Francisco que poderia ser

uma importante província de gás, mesmo que o potencial oficial não seja ainda

conhecido (LIMA, 2008; DUARTE, 2011), segundo estimativas de operadores, a Bacia

do São Francisco teria pelo menos 80 trilhões de pés cúbicos (ANP, 2013).

Oficialmente foi publicada a confirmação sobre a descoberta de gás natural na

Bacia do Rio São Francisco, segundo informação oficial da PETROBRAS à ANP,

especificamente em poço de pesquisa localizado na região norte de Minas, na cidade de

Brasilândia, estendendo-se para João Pinheiro e Buritizeiro (CÂMARA DOS

DEPUTADOS, 2011). Em geral, as expectativas com relação à quantidade de recurso

de gás natural nesta bacia são muito positivas e já existem planos oficiais de exploração

de GN feitos pelo Governo de Minas Gerais.

127

Figura 52: Mapa da Bacia do São Francisco e dos blocos licitados, concluídos e em

atividade

Fonte: (MATOS, 2013)

4.2.2 Modelos de plantas híbridas

Conforme seção 3.6.3, as plantas híbridas simuladas são (incluindo a planta

simples para comparação):

(1) Planta CSP Simples;

(2) Híbrida Diurna: quando há energia solar suficiente para operar a planta, mas não

necessariamente à potência nominal, parte dessa energia é complementada por

vapor proveniente de uma caldeira auxiliar (a GN) até um limite de 25% da

vazão de vapor máxima de entrada na turbina;

(3) Híbrida Noturna: quando há sol suficiente, funciona da mesma forma que a

planta híbrida diurna, porém quando não há sol suficiente (inclusive à noite),

mantém a caldeira operando de forma constante, fornecendo 25% do vapor

máximo de entrada na turbina (similar a planta (2) da seção 3.6.2 e do capítulo

4). A Tabela 33 apresenta de forma sucinta a operação da planta;

(4) Híbrida 95: funciona similar a híbrida diurna quando há radiação suficiente. No

128

restante do tempo opera como uma termelétrica em ciclo Rankine, e foi

simulada com produção bem próxima à máxima (operação contínua a 95% da

potência da turbina).

(5) Híbrida ISCC: gás natural é queimado em uma turbina a gás para gerar

eletricidade, enquanto o calor proveniente do exausto da turbina a gás é usado

para gerar vapor, e em conjunto com outra parcela de vapor proveniente de

coletores solares para abastecer uma segunda turbina (neste caso, turbina a

vapor), a fim de gerar mais eletricidade. Este modelo foi dimensionado para

gerar o equivalente a 25% de sua produção anual a partir da energia solar e os

demais 75% oriundos do gás natural, de modo a gerar por ano a mesma

quantidade de energia da Híbrida 95%.

Tabela 33 – Operação da caldeira auxiliar e do campo solar da Híbrida Noturna em

função da radiação incidente

Condição Parcela do total de geração de vapor

GN CS

Radiação suficiente para

operar o CS ≤ 25%

Complementa até 100%

se possível

Radiação insuficiente para

operar o CS (dia e noite) = 25% Não opera

Os dados técnicos são os mesmos da planta híbrida da seção 4.1 e os principais

dados são resumidos na Tabela 34.

129

Tabela 34 – Principais dados técnicos comuns a todas as plantas híbridas

Irradiação direta normal de

projeto

750W/m²

Fluido de transferência de

calor

Therminol VP-

1

Coletor Solargenix

SGX-1

Receptor Schott PRT70

Potência nominal 100MWe

Eficiência do ciclo

termodinâmico

37,7%

Pressão da caldeira auxiliar 100bar

Eficiência da caldeira auxiliar 85,7%

Tipo de condensador Torre seca

Temperatura ambiente de

projeto

26°C


Os parâmetros financeiros e de custos de equipamentos para a fração solar são

idênticos aos apresentados na seção 4.1, rever Tabela 26 e Tabela 27.

Na hibridização da seção 4.1, foi utilizado um único preço para o gás natural,

8,00 US$/MMBTU (PALTSEV et. al., 2011). Como este capítulo visa analisar os

efeitos da hibridização na operação e nos custos da planta, foi simulada também a

operação da planta para limites da faixa de preços estimados pelos mesmo autores, de

5,00 e 12,00 US$/MMBTU.


Conforme premissas tecnológicas e de custo apresentadas foram simulados os

sistemas de plantas CSP propostos (ver Tabela 35).

130

Tabela 35 – Plantas CSP (ciclo Rankine) simuladas para GN a 8,00US$/MMBTU

(cenários base e alternativo)

Simples Híbrida Diurna Híbrida Noturna Híbrida 95

Base Alterna

tivo

Base Alterna

tivo

Base Alterna

tivo

Base Alterna

tivo

Produção

[GWh/ano]

206 208 233 240 344 356 860 860

Múltiplo Solar 1,20 1,22 0,90 0,97 0,75 0,83 1,20 1,22

LCOE

[US$c/kWh]

64,52 30,61 56,51 28,23 39,14 21,62 24,06 15,13

Fator de

Capacidade

23,5% 23,8% 26,7% 27,4% 39,3% 40,6% 98,3% 98,3%

Área [acres] 695 707 523 562 433 480 695 707

Parcela da produção anual

proveniente do

sol

100% 75% 77% 43% 46% 28% 28%

proveniente do

GN

0% 25% 23% 57% 54% 72% 72%

A planta CSP Simples, mesmo com benefícios financeiros, apresenta custo

nivelado acima de 30,61 US$c/kWh, o que torna inviável ainda a competição dessa

fonte em leilões de energia elétrica no Brasil (rever Tabela 31 e a Tabela 32). Ao

acrescentar uma caldeira auxiliar para geração adicional de vapor para operação da

turbina, observa-se que o custo nivelado diminui conforme a parcela do GN na geração

elétrica da planta. A planta Híbrida 95, no cenário alternativo, possui custo nivelado

55% menor que o da planta Simples.

Vale comparar também o custo da Híbrida95 com a planta Avançada (Tabela

29) da seção anterior, custos de 15,13 US$c/kWh e 19,45 US$c/kWh respectivamente.

A Híbrida 95 é capaz de produzir 860 GWh (dos quais 241 GWh proveniente da energia

solar), enquanto a planta Avançada produz 532 GWh de eletricidade exclusivamente de

fonte solar.

Ou seja, mesmo havendo consumo de combustível fóssil e não sendo ainda

competitiva a ponto de entrar na matriz elétrica brasileira através de leilões, a Híbrida95

131

foi até então a planta simulada com menor LCOE e que introduziria no GRID mais de

240 GWh de energia de fonte solar.

Assim sendo, plantas híbridas podem ser uma forma de iniciar a introdução da

tecnologia CSP na matriz elétrica brasileira, enquanto esta não for competitiva, e assim

estimular o aprendizado e criar a demanda local por concentradores.

A operação hora a hora do cenário alternativo para um custo do GN de

8,00US$/MMBTU das três plantas híbridas durante os três primeiros dias do ano são

apresentadas nas Figura 53, Figura 54 e Figura 55. A participação do GN em relação à

produção de eletricidade total da planta é destacada nas figuras. Nas Figura 53 e Figura

54 observa-se a oscilação de uma fonte intermitente em função da variação da DNI.

Enquanto na Figura 55 observa-se uma geração elétrica quase contínua da Híbrida 95, e

vale ressaltar que há uma oscilação do consumo de GN na caldeira que acompanha a

variação da DNI.

132

Figura 53 – Produção horária da planta híbrida diurna no cenário alternativo com GN a

8,00US$/MMBTU durante os 3 primeiros dias de janeiro


Figura 54 – Produção horária da planta híbrida noturna no cenário alternativo com GN a



Figura 55 – Produção horária da planta híbrida 95 no cenário alternativo com GN a



133

Quanto maior a participação do gás na geração elétrica anual da planta, maior

será o impacto no custo nivelado. Portanto, é interessante avaliar o efeito do preço do

gás natural sobre o custo nivelado das plantas híbridas. Baseado em PALTSEV et. al.

(2011) foram analisados os preços mínimo de GN de 5,00US$/MMBTU (Tabela 36) e

máximo de 12,00US$/MMBTU (Tabela 37)

Tabela 36 – Plantas CSP (ciclo Rankine) simuladas para GN a 5,00 US$/MMBTU

(cenário alternativo)

Híbrida

Diurna

Híbrida

Noturna

Híbrida

95

Produção

[GWh/ano]

233 356 860

Múltiplo Solar 0,90 0,83 1,22

LCOE

[US$c/kWh]

27,25 19,58 12,60

Fator de

Capacidade

26,7% 40,6% 98,3%

Área [acres] 523 480 707


proveniente do sol 74% 46% 28%

proveniente do GN 26% 54% 72%

134

Tabela 37 – Plantas CSP (ciclo Rankine) simuladas para GN a 12,00 US$/MMBTU

(cenário alternativo)

Híbrida

Diurna

Híbrida

Noturna

Híbrida

95

Produção

[GWh/ano]

244 376 860

Múltiplo Solar 1,02 1,00 1,22

LCOE

[US$c/kWh]

29,40 24,09 18,51

Fator de

Capacidade

27,8% 43% 98,3%

Área [acres] 590 582 707




Entretanto, conforme explicitado na seção 3.6.3 hibridizações até 50%,

aproximadamente, são aceitáveis em ciclo Rankine, conforme plantas em operação no

mundo (FERNÁNDEZ-GARCÍA et al., 2010; ARVIZU et al., 2011). Portanto, foi

estimado também o custo de uma planta híbrida ISCC.

A Tabela 38 apresenta os custos nivelados da planta ISCC para preços de GN

3,00, 5,00 e 8,00 US$/MMBTU. O preço do GN de 3,00 US$/MMBTU considera um

baixo cenário de preço em função de o empreendedor da planta não pagar a compra e

transporte do GN e sim extraí-lo das reservas da própria Bacia do São Francisco

diretamente para este fim. Neste caso, o custo nivelado da eletricidade estaria abaixo de

8,20 US$c/kWh e, mesmo se o custo do GN não for tão baixo, ainda assim não seria tão

mais custosa: para GN a 5,00 US$/MMBTU o custo nivelado fica em menos de 9,30

US$c/kWh.

Os custos do bloco de gás natural, incluindo o bloco de potência foi estimado em

função do custo do GN segundo DU e PARSONS (2009).

135

Tabela 38 – Plantas Híbrida ISCC para diferentes custos do GN

Custo do GN [US$/MMBTU] 3,00 5,00 8,00

Produção [GWh/ano] 860 860 860

Múltiplo Solar 1,2168 1,2168 1,2168

LCOE [US$c/kWh]

Campo Solar 22,39 22,39 22,39

Térmica a GN e bloco de

potência

3,40 4,90 7,20

LCOE [US$c/kWh] 8,15 9,27 10,99




As estimativas para uma planta híbrida ISCC com 25% de participação de

energia solar se aproxima da ordem de grandeza dos leilões (rever Tabela 31 e a Tabela

32), considerando o dólar a 2,00, dependendo do custo do GN, a energia poderia ser

ofertada a 164,00, 186,00 e 220,00 R$/MWh.

Estes custos não são tão altos como os das plantas ciclo Rankine apresentadas na

seçaão 4.1.3. Neste caso podemos discutir leilões específicos para esta configuração de

planta. Novamente vale observar que os limites das parcelas de eletricidade geradas pela

fonte solar e pelo gás natural teriam de ser claramente especificadas nas regras do leilão.

Como os custos apresentados nesta seção são mais próximos aos negociados nos

leilões, outra proposta de medida de incentivo seria oferecer um prêmio para plantas

termelétricas hibridizadas com CSP (exigindo-se um mínimo de geração proveniente da

fonte solar), o empreendedor poderia ofertar sua energia a preços competítiveis,

exemplo: se fosse oferecido um prêmio de 40,00 R$/MWh, uma planta deste tipo

poderia concorrer em um leilão oferecendo a energia entre 124,00 e 180,00 R$/MWh.

Esse prêmio acarretaria em maior custo da eletricidade para a sociedade

(consumidores), entretanto a magnitude dessa geração seria ínfima perante o parque

elétrico brasileiro. Neste caso, o rateio do custo adicional não geraria impactos tarifários

representativos e poderia estimular a entrada gradativa da tecnologia CSP, criando uma

demanda de mercado e um aprendizado tecnológico.

136

Ademais, esse prêmio poderia ser revisto regularmente (não retroativo, valendo

assim apenas para novos contratos), de modo a acompanhar a queda de custos da

tecnologia de duas maneiras: ou reduzindo o prêmio para leilões e contratos seguintes

e/ou aumentando a parcela mínima exigida de produção proveniente da energia solar.

4.3 Tri-geração – Estudo de caso de hospital em Bom Jesus da Lapa

4.3.1 Dimensionamento de hospital de médio porte em BJL

O município de Bom Jesus da Lapa, de acordo com censo do IBGE (2009),

possui 63.480 habitantes e 83 leitos (públicos e particulares), o que resulta em 13,07

leitos/10mil habitantes. Abaixo da média do estado da Bahia, de aproximadamente

20,76 leitos/10mil hab..

Segundo KFF (2012) e OMS (2012) a média mundial é de 30 leitos/10mil hab.

e o Brasil ocupa a 49ª posição no ranking de países com média de 24 leitos/10mil hab.

Observa-se, portanto, que BJL é uma cidade carente de acesso a hospitais, com

média de leitos bem abaixo da nacional e equivalente a países que ocupam a 60ª posição

no mundo (Camarões, Haiti, Iraque, Lesoto, Maláui e Paraguai) (KFF, 2012).

Ao observar os municípios adjacentes a BJL, constata-se que todos possuem

média inferior as nacional e estadual (vide Tabela 39), com exemplos extremos como

Serra do Ramalho, município com cerca de metade da população de BJL e média

inferior a 10 leitos/10mil hab. e Muquém de São Francisco, que não possui nenhum

leito. Os 9 municípios totalizam 265.405 habitantes (com BJL representando 23,9%) e

possuem taxa de 14,05 leitos/10mil hab.

137

Tabela 39 – População e leitos de Bom Jesus da Lapa e dos 8 munícipios adjacentes

2009 População Leitos Leitos por 10 mil hab.

Bom Jesus da Lapa 63.480 83 13,07

Santana 24.750 37 14,95

Sítio do Mato 12.050 23 19,09

Muquém de São Francisco 10.272 0 0

Paratinga 29.504 44 14,91

Macaúbas 47.051 69 14,66

Riacho de Santana 30.646 55 17,95

Malhada 16.014 32 19,98

Serra do Ramalho 31.638 30 9,48

Total 265.405 373 14,05

Fonte: IBGE (2009)

A OMS (2012) utiliza indicadores de saúde e rankings para analisar e comparar

a saúde em diferentes países do mundo, mas não há uma recomendação específica para

a taxa de leitos por habitantes.

Assim, o estudo propõe dimensionar o hospital em BJL de modo a elevar a

média de toda a região composta pela própria cidade mais os 8 municípios adjacentes

até a média nacional. Essa taxa é obtida se introduzidos 264 leitos à região. Assim, o

valor foi arredondado e o hospital dimensionado para 270 leitos. O que representaria um

aumento na oferta de leitos da região em 72%.

Assim, o hospital proposto para BJL é de médio porte e foi definido também

como de alto nível de conforto. A partir das médias de consumo da Tabela 23

apresentada na seção 3.6.4.1, o hospital proposto para BJL possui as seguintes

demandas, conforme Tabela 40.

Tabela 40 – Principais dados do hospital proposto para BJL

Leitos 270

Área 18.881 m²

Demanda de eletricidade 3.179.901 kWh/ano

8.712 kWh/dia

363 kWh/hora

Demanda de refrigeração

potência média 311,54 TR

energia 3,46 * 10¹³ J/ano

Demanda de água quente (a 60°C) 33.750 litros/dia

12.318.750 litros/ano

138

A demanda anual por refrigeração, 3,46 x 10¹³ J/ano é distribuída ao longo do

ano proporcionalmente a temperatura ambiente. Assim, para a hora mais quente do ano,

que atingiu 40,4 ºC, a potência de refrigeração requerida é de aproximadamente 1.740

kW térmico. Sendo assim, essa é a potência do Chiller.

4.3.2 Modelos de plantas de tri-geração

O chiller é projetado para atender a demanda por refrigeração no momento mais

quente do ano (temperatura ambiente de 40,4 ºC). Sua potência de refrigeração (a

capacidade de remover calor do ambiente) é de 1.740 kW.

A condição de projeto em regime permanente é apresentada no esboço da Figura

56, onde:

qe é o calor removido pelo evaporador do ambiente a ser refrigerado (no caso

qe = 1.740 kW);

qg é o calor necessário no gerador para operar o chiller por absorção e assim

garantir o qe desejado;

os fluxos nos pontos 1, 2, 3 e 4 são percorridos pela solução brometo de lítio-

água (LiBr-água);

os fluxos os pontos 5, 6, e 7 são de água (no estado vapor em 5 e 7 e no estado

líquino no ponto 6);

o condensador opera a pressão de 9,59kPa;

o evaporar opera a pressão de 1,23kPa (STOECKER e JONES, 1985).

139

Figura 56 – Esboço do chiller de absorção

O equilíbrio na condição de projeto obedece as seguintes equações (WYLEN, V.

et. al., 2000):

( )

Sendo a vazão mássica em cada ponto e h a entalpia.

Os principais dados técnicos de operação do chiller na condição de potência

máxima, em regime permanente, encontram-se na Tabela 41.

140

Tabela 41 – Principais dados de operação em potência máxima e em regime permanente

do Chiller

Chiller

Temperatura no absorvedor

(Solução LiBr-água)

T1 45ºC

Concentração da solução nos pontos 1 e 2 0,6

Solução LiBr-água T2 84ºC

Temperatura no gerador

(Solução LiBr-água)

T3 100ºC

Concentração da solução nos pontos 3 e 4 0,64

Solução LiBr-água T4 55ºC

Coeficiente global de transferência de calor multiplicado

pela área de troca térmica trocador de calor43

UA 70kW/K

Temperatura no gerador T5 100ºC

Temperatura no condensador T6 45ºC

Pressão no gerador e no condensador 9,59 kPa

Temperatura no evaporador T7 10ºC

Pressão no absorvedor e no evaporador 1,23kPa

Vazões mássicas

nos pontos 1 e 2 11,94kg/s

nos pontos 3 e 4 11,19kg/s

nos pontos 5, 6 e 7 0,74kg/s

Assim, de acordo com o equilíbrio nas condições de projeto apresentadas, para

remover o calor do ambiente necessário no pico da demanda por refrigeração, 1.740 kW

térmicos, o calor demandado pelo gerador (qg) é de 2.335kW (STOECKER e JONES,

1985).

Este é o calor que deverá ser atendido pelo vapor extraído da TAV, conforme

metodologia apresentada na seção 3.6.4.2. Assim, foi determinada a condição do vapor

saturado na saída da turbina a 200kPa (120,2 ºC) e título, x=1, que é condensado até

título, x=0. Portanto, obtém-se a vazão necessária de vapor para fornecer o calor

necessário ao chiller, , a partir da equação (WYLEN, V. et. al., 2000):

( )

43

A definição do tipo de trocador e seu dimensionamento fogem ao escopo do trabalho. A multiplicação

do coeficiente global de transferência de calor pela área de troca térmica foi considerada constante, uma

simplificação aceita na literatura (INCROPERA, 2011) e que foi aplicada para condições de operação

fora de projeto.

141

Deste balanço obtém-se a vazão de 1,18kg/s de vapor. Sendo as condições de

operação da turbina indicadas na Tabela 42.

Tabela 42 – Projeto da turbina a vapor

TAV

Vapor na entrada 10 MPa

380 ºC

Vapor na saída 200 kPa

120 ºC

Vazão máxima 1,20 kg/s

O vapor necessário para acionar a TAV pode ser gerado a partir do calor

proveniente do CS ou dos exaustos das TAGs.

As especificações técnicas do campo solar são as mesmas das plantas (exceto a

avançada) simuladas para geração centralizada e são apresentadas na Tabela 43.

Tabela 43 – Principais dados técnicos do campo solar

Irradiação direta normal de projeto 750,0 W/m²

Fluido de transferência de calor Therminol VP-1

Coletor Solargenix SGX-1

Receptor Schott PRT70

Assim é estimada no SAM a área necessária de coletores para atender a demanda

de vapor para a radiação de projeto, 28 hectares. E foi estipulado que o sistema com

armazenamento de 3 horas possui aproximadamente o dobro de área, 55 hectares.

Turbinas a gás operando fora da carga plena perdem muito em eficiência

(KEHLHOFER et. al., 1999), portanto a potência requerida foi dividida em duas

turbinas a gás de porte diferente e que as turbinas são operadas apenas a carga plena ou

desligadas.

Durante as horas noturnas, as TAGs em conjunto devem ser capazes de operar a

TAV a plena carga. Considerando uma razão de pressão de 8, eficiência do compressor

de 0,8 e da turbina de 0,85, as condições de projeto das TAG1 e TAG2 são apresentadas

na Tabela 44 (KEHLHOFER et. al., 1999 e WYLEN, V. et. al., 2000).

142

Tabela 44 – Condições de projeto e de operação a carga plena das turbinas a gás 1 e 2

TAG1 TAG2

Razão de pressão 8 8

Entrada do compressor 100kPa; 25ºC 100kPa; 25ºC

Entrada da câmara de

combustão

800kPa; 267ºC 800kPa; 267ºC

Entrada da turbina 800kPa; 1100ºC 800kPa; 1100ºC

Saída da turbina 100kPa; 485ºC 100kPa; 485ºC

Vazão 2,6 kg/s de ar 4,5 kg/s de ar

Potência 575 kW 1000 kW

Um resumo dos dados técnicos da planta de tri-geração e potências nominais

das turbinas são apresentados na Tabela 45.

Tabela 45 – Dados de projeto da planta de tri-geração

Campo solar

sem armazenamento 28 hectares

com 3 horas de armazenamento 55 hectares

Turbina a gás 1 (TAG1) 575 kW

Turbina a gás 2 (TAG2) 1000 kW

Turbina a vapor (TAV) 640 kW


Seis condições de operação foram modeladas hora a hora, sendo três dias do ano,

sem e com armazenamento (de 3 horas):

- o dia mais quente do ano;

- o dia mais frio do ano;

- e o terceiro dia do ano, um dia com grande oscilação de DNI.

O sistema foi projetado para a paridade térmica, de modo que a refrigeração do

hospital seja feita através do calor extraído da TAV. Sempre que possível a TAV é

operada exclusivamente com calor proveniente do CS, quando necessário há uso do

calor das TAGs. Devido aos valores de cada demanda, conforme Tabela 40, a geração

de eletricidade consequente do dimensionamento das três turbinas é bem superior à

demanda diária (entre duas e quatro vezes) (vide Tabela 46).

A Tabela 46 também mostra que os dias com armazenamento geram menos

eletricidade. Isso ocorre porque o perfil de operação foi determinado para usar as

143

turbinas a gás apenas quando necessário e não com o objetivo de maximizar a produção

de eletricidade. Logo, os tanques de armazenamento e a maior quantidade de espelhos

conferem ao campo solar maior autonomia, o que é coerente com a maior geração

elétrica por parte da TAV se comparado ao mesmo dia sem armazenamento.

Tabela 46 – Resumo das operações das plantas de tri-geração

Dia

Calor

produzido

no CS

[MJ]

Eletricidade gerada [kWh] por dia

Gerada Consumo Excedente

TAV TAG1 TAG2 Total

Quente 0TES 106.412 12.118 5.072 13.720 30.910

8.712

22.197

Frio 0TES 94.880 9.569 6.762 6.860 23.191 14.479

3º dia 0TES 39.462 10.096 2.254 19.600 31.950 23.238

Quente 3TES 160.554 12.236 1.691 10.780 24.706 15.994

Frio 3TES 152.490 10.272 4.508 3.920 18.700 9.988

3º dia 3TES 79.098 10.560 564 17.640 28.764 20.052

Para cada uma das seis condições são apresentadas graficamente, da Figura 57 a

Figura 69, as operações hora a hora:

- do campo solar;

- do chiller;

- da geração de água quente;

- da turbina a vapor;

- e das duas turbinas a gás.

144

DIA QUENTE – 0h TES

Figura 57: Fluxos de calor hora a hora no dia mais quente do ano com 0h de TES

Figura 58: Operação das 3 turbinas hora a hora no dia mais quente do ano com 0h de

TES

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kJ/s

W/m

²

Hora do dia

DNI Fluxo de calor do CS Chiller (calor removido) Água quente (70ºC)

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kWh

Hora do dia

TAV TAG1 TAG2

145

DIA FRIO – 0h TES

Figura 59: Fluxos de calor hora a hora no dia mais frio do ano com 0h de TES

Figura 60: Operação das 3 turbinas hora a hora no dia mais frio do ano com 0h de TES

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kJ/s

W/m

²

Hora do dia


0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kWh

Hora do dia

TAV TAG1 TAG2

146


com o desligamento de todas as turbinas quando não há nem demanda por refrigeração

nem radiação solar

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kWh

Hora do dia

TAV TAG1 TAG2

147

TERCEIRO DIA – 0h TES

Figura 62: Fluxos de calor hora a hora no terceiro dia do ano com 0h de TES

Figura 63: Operação das 3 turbinas hora a hora no terceiro dia do ano com 0h de TES

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kJ/s

W/m

²

Hora do dia


0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kWh

Hora do dia

TAV TAG1 TAG2

148

DIA QUENTE – 3hTES

Figura 64: Fluxos de calor hora a hora no dia mais quente do ano com 3h de TES

Figura 65: Operação das 3 turbinas hora a hora no dia mais quente do ano com 3h de

TES

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kJ/s

W/m

²

Hora do dia


0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kWh

Hora do dia

TAV TAG1 TAG2

149

DIA FRIO – 3hTES

Figura 66: Fluxos de calor hora a hora no dia mais frio do ano com 3h de TES


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kJ/s

W/m

²

Hora do dia


0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kWh

Hora do dia

TAV TAG1 TAG2

150

TERCEIRO DIA – 3hTES

Figura 68: Fluxos de calor hora a hora no terceiro dia do ano com 3h de TES

Figura 69: Operação das 3 turbinas hora a hora no terceiro dia do ano com 3h de TES

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kJ/s

W/m

²

Hora do dia


0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

kWh

Hora do dia

TAV TAG1 TAG2

151

O dia mais quente do ano foi proposto devido à presença da maior carga de

refrigeração requerida. Enquanto o dia mais frio demanda menor refrigeração. Ao

comparar as operações no dia mais quente e mais frio constata-se que o dia mais quente

apresentou menor DNI que o dia mais frio, Figura 57 e Figura 59. Apesar disso, o fluxo

de calor proveniente do CS a cada hora é maior no dia mais quente que no dia mais frio.

São necessários estudos mais aprofundados para garantir a justificativa dessa

variação, pois o detalhamento dos cálculos não é disponibilizado pelo software.

Entretanto, numa análise preliminar, deve-se atentar que o dia mais frio, não só possui

temperatura ambiente mais baixa, como também apresentou ventos mais velozes do que

no dia mais quente durante as horas de operação do CS, conforme Figura 70 e Figura

71. Tais condições de operação interferem:

- nas perdas térmicas em regime permanente tanto no receptor, como em todo o

escoamento do fluido térmico;

- nas condições transientes, principalmente de partida dos equipamentos (que fogem ao

escopo do trabalho, mas que são em parte contabilizadas pelo SAM através de fatores

de correção, dado que o software opera hora a hora em regime permanente).

Portanto, pode-se afirmar a interferência dos fatores citados, entretanto, faltam

informações para precisar a parcela de cada um no resultado observado.

A maior demanda por refrigeração no dia mais quente acarreta em maior uso das

turbinas a gás do que no dia frio. Durante as últimas quatro horas do dia, o dia quente

precisa que ambas as TAGs sejam ligadas de modo a operar a TAV em potência

máxima e assim oferecer vazão de vapor suficiente para operar o chiller, enquanto que

no dia frio bastou ligar apenas a TAG2 (vide Figura 58 e Figura 60). Antes do

amanhecer, o dia quente precisa da operação da TAG2, enquanto o dia frio sequer

precisa de refrigeração, portanto foram geradas duas operações diferentes, Figura 60 e

Figura 61, a primeira opera na condição mínima (TAG1 a 100% + TAV a 35% de suas

potências máximas) de modo a suprir a eletricidade do hospital, enquanto a segunda

condição considera que o hospital consumiria eletricidade da rede e desligaria todas as

suas turbinas.

152

Figura 70 – Temperatura de bulbo seco (vermelho) e velocidade do vento (azul) ao

longo do dia mais frio do ano em BJL

Fonte: SAM/NREL (2011) e SWERA (2012)

Figura 71 – Temperatura de bulbo seco (vermelho) e velocidade do vento (azul) ao

longo do dia mais quente do ano em BJL

Fonte: SAM/NREL (2011) e SWERA (2012)

A operação do terceiro dia do ano é interessante ser observada devido à

oscilação da DNI ao longo do dia. Pelas Figura 62 e Figura 63, constata-se que o fluxo

de calor proveniente do CS é insuficiente para refrigerar o hospital durante quase todas

as horas diurnas (exceto de 15h as 16h). Assim sendo, pelo menos uma TAG opera

vinte e três horas do dia, e a TAG2, a de maior potência, opera em vinte horas do dia.

153

Essa quantidade de horas de operação das TAGs faz com que, das seis condições

simuladas, esta seja a de maior geração elétrica (ver Tabela 47).

Ao aumentar a quantidade de coletores e acrescentar os tanques de

armazenamento com capacidade para três horas há maior captação de radiação solar e

maior controle do uso do calor ao longo do dia, assim a condição IV é capaz de operar

exclusivamente com calor do CS (incluindo os tanques) por doze horas (quatro horas a

mais que a condição I, Figura 57 e Figura 64). As mesmas horas de operação foram

observadas nos dias frios (Figura 60 e Figura 67). Além das horas a mais, as condições

IV e V apresentaram perfil mais uniforme de produção de calor proveniente do CS, por

muitas horas em sua potência máxima, o que pode significar que tenha havido maior

dumping (desperdício) de radiação incidente, o que é esperado dado que a área de

espelhos foi duplicada.

A condição VI (Figura 68 e Figura 69), mesmo com armazenamento, ainda

apresenta oscilação na geração de calor, porém atinge sua potência máxima por quatro

horas e não precisa de nenhuma TAG por cinco horas (a condição III opera apenas uma

hora sem TAG alguma, Figura 62 e Figura 63). Foi a condição que apresentou maior

aumento do fluxo de calor do CS relativamente a condição sem armazenamento

(condição III), vide Tabela 47.

A geração de água quente de baixa qualidade (70ºC) para uso na lavanderia e

outros equipamentos é um aproveitamento do resíduo térmico de um processo

obrigatório na planta, a condensação do vapor. E conforme visto nas figuras, não

impacta na operação dos demais equipamentos da planta.

A geração elétrica durante os três dias analisados foi bem superior à demanda do

hospital. O projeto da planta dimensionada para a paridade térmica fez com que a planta

ficasse sobredimensionada em relação à capacidade de geração de eletricidade e o

consumo da mesma. Sendo assim, esse perfil de geração não seria adequado ao net-

meetering, já que há um prazo de três meses para os créditos de energia. Portanto, para

uma análise econômica da planta, seria adequado estudar a hipótese de a eletricidade ser

negociada bilateralemente ou no mercado livre.

154

Tabela 47 – Dados de operação da planta de tri-geração em 6 condições

Eletricidade gerada [kWh]

Con

diç

ão

(X

)

Dia

Flu

xo d

e ca

lor

do C

S [

kJ/s

]

(Flu

xo X

) /

(Flu

xo X

-2)

Hora

s d

e op

eraçã

o d

a T

AG

1

(Hora

s T

AG

1 X

) -

(Hora

s T

AG

1 X

-2)

Hora

s d

e op

eraçã

o d

a T

AG

2

(Hora

s T

AG

2 X

) -

(Hora

s T

AG

2 X

-2)

TA

V

TA

G1

TA

G2

Tota

l

(Tota

l X

) /

(Tota

l X

-2)

I Quente 0TES 106.412

9

14

12.118 5.072 13.720 30.910

II Frio 0TES 94.880

12

7

9.569 6.762 6.860 23.191

III Terceiro 0TES 39.462

4

20

10.096 2.254 19.600 31.950

IV Quente 3TES 160.554 1,51 3 -6 11 -3 12.236 1.691 10.780 24.706 0,80

V Frio 3TES 152.490 1,61 8 -4 4 -3 10.272 4.508 3.920 18.700 0,81

VI Terceiro 3TES 79.098 2,00 1 -3 18 -2 10.560 564 17.640 28.764 0,90

155

As simulações demonstram a viabilidade técnica de uma planta CSP ISCC para

tri-geração. A análise paramétrica da planta mostrou também que a planta poderia suprir

de forma autônoma um hospital de médio porte anexo à planta. Mesmo as simulações

tendo sido feitas para apenas três dias, as condições de projeto dimensionadas para a

demanda máxima, e o ciclo combinado a gás natural, garantem a autonomia da operação

em qualquer dia do ano. A planta poderia ainda maximizar a geração elétrica e

comercializar a eletricidade excedente.

Sendo assim, a planta simulada poderia servir como base para um projeto

governamental de uma planta piloto para P&D em CSP e co-geração. A construção de

uma planta do gênero por parte do governo contribuiria para o desenvolvimento da

tecnologia CSP no país, gerando demanda por equipamentos e mão-de-obra

especializada. A construção de um hospital autônomo em região tão carente acarretaria

em impactos sociais e econômicos na região (faz-se importante também um estudo que

avalie as externalidades positivas do empreendimento).

O arranjo foi proposto para atender as demandas de um hospital, mas arranjos

similares poderiam atender diferentes demandas de calor, frio e eletricidade de outras

instalações, como indústrias e prédios comerciais (shopping centers por exemplo).

156

CONCLUSÕES E PROPOSTAS DE TRABALHOS FUTUROS

A partir dos casos simulados, e segundo as hipóteses apresentadas para cada

caso, constata-se que as plantas CSP ainda não são competitivas comercialmente,

principalmente as que usem quase exclusivamente a fonte solar. Sendo assim, o estudo

analisa os resultados e propõe as políticas mais adequadas para cada caso.

Para pesquisa e desenvolvimento (P&D), o estudo identifica a viabilidade

técnica de operação de uma planta CSP ISCC de tri-geração e considera que ela pode

servir de base para um projeto piloto governamental. Seja para fornecer energia para um

hospital ou outros prédios públicos, principalmente em regiões de difícil acesso, como o

sertão nordestino. Região que além de carente de energia e recursos, é também a região

do Brasil com os melhores índices de radiação direta normal.

Portanto, é sugerido para estudos futuros avaliar os benefícios das externalidades

criadas com a construção da planta e do hospital, como:

- a autonomia energética de um hospital de médio porte em uma das regiões mais

carentes do Brasil;

- os royaties para os municípios locais provenientes da extração de GN conforme

legislação vigente;

- o potencial de comercialização do excedente elétrico ou o fornecimento dessa energia

para outras instalações públicas a serem construídos adjacentes, como prefeitura,

fórum, câmara de vereadores, etc.

Ademais, o arranjo e a operação propostos são uma possibilidade, mas ela não

foi otimizada, nem de forma a maximizar sua produção de energia, nem de modo a ser

termodinamicamente a mais eficiente, nem o arranjo de menor custo.

Portanto, todas essas análises são campos interessantes para estudos que visem

dar continuidade ao que foi desenvolvido nesta tese.

Quanto às plantas para geração elétrica centralizada, o estudo mostrou que seus

custos ainda não têm condições de competir em leilões de energia elétrica no Brasil. A

Tabela 48 compila os principais resultados obtidos para plantas CSP para geração

centralizada (todos os casos no cenário alternativo).

157

Tabela 48 – Resumo dos principais casos simulados para geração centralizada no

cenário alternativo

Simples Hibridização

(Rankine) Armazenamento Avançada

Custo do GN

[US$/MMBTU] - 8,00 - -

MS 1,22 0,87 2,02 2,85

Produção anual

[GWh] 208 361 362 532

LCOE [USS$

c/kWh] 30,60 21,60 30,85 19,45

Fator de capacidade 23,8% 41,3% 41,3% 60,8%

Armazenamento - - 6 horas 12 horas

Parcela da produção anual proveniente:

do campo solar 100% 47% 100% 100%

do GN 0% 53% 0% 0%

São então propostos mecanismos de incentivo que possam promover a entrada

de CSP no Brasil. Os mecanismos mais adequados variam em função do arranjo da

planta e do custo nivelado obtido através das simulações.

Com a tecnologia vigente hoje em dia, é possível afirmar que do ponto de vista

econômico, a planta com armazenamento de 6 horas é totalmente contraindicada. A

planta com armazenamento apresenta o maior LCOE (na mesma ordem de grandeza da

planta simples), mas com custos de capital praticamente o dobro (944 contra 499

milhões US$, rever Tabela 29). Ou seja, com 89% a mais de custo, ela é capaz de

produzir apenas 74% a mais de energia elétrica. Se não houver remuneração

diferenciada em função da faixa de horário de despacho da eletricidade, não há

justificativa para o acúmulo de energia térmica 44

.

Para plantas com hibridizações até 50% do total de sua energia gerada ou

exclusivamente CSP, os custos entre 400,00 R$/MWh e 600 R$/MWh poderiam ser

garantidos por políticas de tarifação feed-in. Apesar do custo alto de cada planta, se a

potência total a ser instalada no país fosse limitada, e o custo destas plantas distruídos

por todos os contribuintes (talvez excluindo-se uma faixa de consumidores de baixa

renda), os valores poderiam não impactar nas contas do contribuinte e o custo total para

44

Ou seja, ainda é momento de investir em P&D de tecnologias de armazenamento e de fluidos térmicos

(como recomendam DINÇER e ROSEN (2011) e MEDRANO et. al. (2010)). Uma sugestão para estudos

futuros é analisar os efeitos de armazenamentos de menor capacidade, de uma a duas horas, visando

melhor despachabilidade.

158

a sociedade ficar dentro de um teto considerado adequado pelo governo com base em

estudos técnicos.

As plantas híbridas ISCC apresentaram custos nivelados abaixo das plantas a

ciclo Rankine. A configuração proposta que gera 25% de eletricidade a partir de energia

solar e 75% a partir de GN possui LCOE entre 164,00 e 220,00 R$/MWh, valores mais

próximos aos do leilão.

Neste caso, a tarifação feed-in também poderia ser usada, com custos para a

sociedade bem menores que nos exemplos anteriores. Entretanto o estudo propõe um

mecanismo de bônus, inspirado na tarifa prêmio do feed-in espanhol, para plantas do

tipo no leilão de energia elétrica. Deste modo o empreendedor ia perceber o preço de

partida do leilão diferentemente dos seus concorrentes, exemplo: se fosse oferecido um

prêmio de 40,00R$/MWh, uma planta deste tipo poderia concorrer em um leilão

oferecendo a energia entre 124,00 e 180,00R$/MWh e poderia acarretar na substituição

da entrada de uma planta termelétrica a GN de 100MW por uma planta dos mesmos

100MW a GN + CSP.

Esse prêmio acarretaria em maior custo da eletricidade para a sociedade

(consumidores), entretanto a magnitude dessa geração seria ínfima perante o parque

elétrico brasileiro. Neste caso, o rateio do custo adicional não geraria impactos tarifários

representativos e a entrada gradativa do CSP pode diminuir a percepção do risco ainda

atrelada à tecnologia e estimular a demanda de mercado por equipamentos e mão-de-

obra qualificada.

Quanto às plantas ISCC, propõe-se para estudos futuros:

- a análise mais aprofundada do ciclo termodinâmico do arranjo combinado, de modo a

identificar as dificuldades de operação dessa integração e analisar se tal arranjo

acarretaria em perdas de eficiência da planta;

- a análise econômica mais precisa, levando em conta a maior complexidade de

operação da planta e identificando devidamente os custos de cada componente.

Plantas CSP possuem alto custo de capital e baixo custo de O&M e a irradiação

solar é gratuita, enquanto térmicas a gás natural possuem baixo custo de capital e alto

custo de O&M. Quedas de custo dos equipamentos do campo solar, seja por incentivos

governamentais ou evolução do mercado como ganhos de escala, estimulam projetos de

plantas híbridas com maior campo solar e consequentemente maior parcela da energia

solar na geração elétrica da planta ao longo do ano. Ademais, recomenda-se verificar

159

que componentes de uma planta solar poderiam ser fabricados localmente e quais os

impactos no custo total da planta CSP.

O Plano Decenal de Expansão de Energia 2021 (MME/EPE, 2012) estima a

expansão de 700MW de capacidade instalada de termelétricas de 2015 a 2021 (vide

Figura 72). Se é prevista a entrada de novas termelétricas no país, e há estudos para

implantação de plantas CSP no Brasil (interesse demonstrado pelo projeto piloto de

1MW em Petrolina, MCTI (2013)), por que não pensar em instalar plantas híbridas

(termelétrica a GN + CSP)?

Figura 72 – Expansão de termelétricas no Brasil (contratadas e planejadas)

Fonte: MME/EPE (2013)

Vale observar ainda que todos os custos apresentados neste estudo foram

conservadores em alguns importantes parâmetros:

- a contingência de 20%;

- o cenário alternativo também pode ser considerado conservador, pois propôs apenas o

uso de medidas já existentes para outras fontes (como o financiamento do BNDES).

160

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ANEXO I – Artigo 2 do Real Decreto 2818/1998

(MINISTERIO DE INDUSTRIA Y ENERGÍA, 1998)

Artículo 2. Ámbito de aplicación.

1. Podrán acogerse al régimen especial establecido en este Real Decreto aquellas

instalaciones de producción de energía eléctrica con potencia eléctrica instalada inferior

o igual a 50 MW, que reúnan las siguientes características:

a) Instalaciones de autoproductores que utilicen la cogeneración u otras formas

de producción térmica de electricidad asociadas a actividades no eléctricas siempre que

supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se determinan

en el anexo I.

Estos tipos de instalaciones se clasifican en dos grupos:

a.1. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración, entendiéndose como

tales aquellas que combinan la producción de energía eléctrica con la producción de

calor útil para su posterior aprovechamiento energético no eléctrico.

a.2. Instalaciones que incluyan una central que utilice energías residuales

procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea

la producción de energía eléctrica.

Tienen la consideración de autoproductores aquellas personas físicas o jurídicas

que generen electricidad fundamentalmente para su propio uso, entendiendo que esto es

así si autoconsumen en promedio anual, al menos, el 30 por 100 de la energía eléctrica

producida si su potencia es inferior a 25 MW y, al menos, el 50 por 100 si es igual o

superior a 25 MW.

A los efectos del cómputo de autoconsumo a que se refiere el párrafo anterior se

podrá contabilizar el consumo de electricidad en aquellas empresas que tengan una

participación superior al 10 por 100 en la titularidad de la planta de producción en

régimen especial.

En cualquier caso, deberá existir un único perceptor de las primas, quien,

además, deberá disponer de los aparatos de medida necesarios para acreditar el

cumplimiento de las condiciones anteriores.

b) Instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de las energías

renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, clasificadas en

172

los grupos siguientes: b.1. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria

energía solar.

b.2. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria energía eólica.

b.3. Instalaciones que únicamente utilicen como energía primaria energía

geotérmica, energía de las olas, de las mareas y de rocas calientes y secas.

b.4. Centrales hidroeléctricas cuya potencia no sea superior a 10 MW.

b.5. Centrales hidroeléctricas cuya potencia sea superior a 10 MW y no supere

los 50 MW.

b.6. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa primaria,

entendiendo como tal el conjunto de vegetales de crecimiento menor de un año, que

pueden utilizarse directamente o tras un proceso de transformación, para producir

energía (recursos naturales y plantaciones energéticas). Se entenderá como combustible

principal aquel que suponga como mínimo el 90 por 100 de la energía primaria

utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

b.7. Centrales que utilicen como combustible principal biomasa secundaria,

entendiendo como tal el conjunto de residuos de una primera utilización de la biomasa,

principalmente estiércoles, lodos procedentes de la depuración de aguas residuales,

residuos agrícolas, forestales, biocombustibles y biogás. Se entenderá como

combustible principal aquel que suponga como mínimo el 90 por 100 de la energía

primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

b.8. Centrales que utilizan energías incluidas en los grupos b.6 y b.7 anteriores,

junto con combustibles convencionales, siempre que éstos no supongan más del 50 por

100 de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior. La

electricidad generada por el combustible convencional sólo será retribuida al precio de

mercado a que hace referencia el artículo 24 de este Real Decreto.

b.9. Centrales mixtas de los grupos anteriores del presente apartado.

c) Instalaciones que utilicen como energía primaria residuos no contemplados en

el párrafo b) anterior, que se clasifican en los siguientes grupos:

c.1. Centrales que utilicen como combustible principal residuos urbanos. Se

entenderá como combustible principal que suponga como mínimo el 70 por 100 de la

energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.

c.2. Instalaciones que utilicen como combustible principal otros residuos no

contemplados anteriormente. Se entenderá como combustible principal aquel que

173

suponga como mínimo el 70 por 100 de la energía primaria utilizada, medida por el

poder calorífico inferior.

c.3. Centrales que utilizan energías incluidas en los grupos anteriores, junto con

combustibles convencionales, siempre que éstos no supongan más del 50 por 100 de la

energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior. La electricidad

generada por el combustible convencional sólo será retribuida al precio de mercado a

que hace referencia el artículo 24 del presente Real Decreto.

d) Instalaciones de tratamiento y reducción de los residuos de los sectores

agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW.

Estas instalaciones deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético que se

determinarán en el anexo I de este Real Decreto. Se clasifican en los grupos siguientes:

d.1. Instalaciones de tratamiento y reducción de los purines de explotaciones de

porcino.

d.2. Instalaciones de tratamiento y reducción de lodos.

d.3. Instalaciones de tratamiento y reducción de otros residuos no contemplados

en los grupos anteriores.

174

ANEXO II – Capítulo 1, Artigo 2 do Real Decreto 2366/1994

(INEGA, 2011)

Artículo 2. Ambito de aplicación.

1. Podrán acogerse al régimen especial establecido en este Real Decreto, siempre

que respondan a criterios de planificación energética general, aquellas instalaciones de

producción de energía eléctrica con potencia instalada igual o inferior a 100 MVA

incluidas en alguno de los grupos definidos a continuación:

a) Instalaciones abastecidas únicamente por recursos o fuentes de energía renovables no

hidráulicas, tales como solar, eólica, mareomotriz, geotérmica y otras similares.

b) Centrales que utilizan como combustible principal residuos sólidos urbanos, resíduos

industriales, biomasa u otros similares. Se entenderá como combustible principal, aquel

que suponga, como mínimo, el 90 por 100 de la energía primaria utilizada, medida por

el poder calorífico inferior.

c) Centrales que utilizan energías renovables, residuos sólidos urbanos, resíduos

industriales, biomasa u otros similares, junto con combustibles convencionales. Estas

centrales deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético que se determinan

en el anexo de este Real Decreto.

d) Centrales de cogeneración, entendiéndose como tales aquellas que combinan La

producción de energía eléctrica con la producción de calor útil para su posterior

aprovechamiento energético, cualquiera que sea su combustible principal. Estas

centrales deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético que se determinan

en el anexo de este Real Decreto.

e) Centrales que utilicen calores residuales procedentes de cualquier instalación,

máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica.

Estas centrales deberán satisfacer los requisitos de rendimiento energético que se

determinan en el anexo de este Real Decreto.

f) Centrales hidroeléctricas que se instalen o amplíen su potencia, siempre que la suma

de las potencias aparentes de cada grupo, medidas en bornas de generador, no sea

superior a 10 MVA.

175

ANEXO III – Tutorial sobre o SAM versão 2011.6.30

O SAM 2011.6.30 opera com as seguintes tecnologias: fotovoltaica, CSP,

aquecimento de água (baixa temperatura), eólica, geotérmica e um sistema genérico

para configuração do usuário (Figura 73).

Figura 73 – Tecnologias disponíveis no SAM

Fonte: SAM/NREL (2011)

O primeiro passo para abrir um novo arquivo é escolher a tecnologia (e o subtipo

da tecnologia quando houver) da planta a ser simulada e o modelo financeiro (Figura

74).

No caso das tecnologias CSP, esta versão permite a modelagem de disco, torre

solar, um sistema solar genérico e dois modelos diferentes para cilindro-parabólico:

(3) O modo empírico roda com um conjunto de equações baseadas em análises de

dados coletados das plantas SEGS nos Estados Unidos; e

(4) O modo físico, por sua vez, usa, através de modelos matemáticos, princípios de

transferência de calor e termodinâmica para caracterizar cada um dos

componentes da planta (NREL, 2011).

Neste estudo, as simulações são feitas usando o modo físico, dada a flexibilidade

que o mesmo apresenta para a simulação de plantas diferentes dos padrões SEGS,

176

embora esta flexibilidade acarrete em maior incerteza nos resultados obtidos em

comparação ao modelo empírico.

O modelo físico permite a configuração dos equipamentos; mudança de suas

especificações; da propriedade de equipamentos, materiais e fluidos. O que não é

permitido no modelo empírico, que usa plantas já em operação e simula como essas

plantas operariam em outras regiões.

O sistema financeiro do SAM possui modelos financeiros pré-definidos

conforme moldes do mercado elétrico dos EUA, como por exemplo: para grandes

geradores de energia elétrica com tarifa negociada pelo PPA (Power Purchase

Agreement); para instalações comerciais que são consumidoras e geradoras ao mesmo

tempo e ganham benefícios fiscais ou produtores indepentendes de energia (Independent

Power Producer, IPP).

Esses modelos não são adequados para o mercado elétrico brasileiro, mas como

é possível ao analista alterar as variáveis de cada célula de entrada, foi possível adaptar

o modelo mais genérico do sistema (o designado a produtores independentes, IPP) com

valores condizentes com o mercado nacional.

Figura 74 – Tecnologias CSP e modo financeiro disponíveis no SAM


177

Escolhido o modelo tecnológico e financeiro, cada modelo tem sua configuração

de dados necessários e como eles são organizados no software. Nesta tese é detalhado

apenas o modelo escolhido.

De acordo com a Figura 75, na lateral da figura são vistas a principais abas do

modelo:

Sumário do sistema

Clima

Financeira

Incentivos em créditos de impostos e de pagamentos (condições especificas do

mercado americano que não foram utilizadas nesta tese)

Performance anual do sistema

Custos do sistema cilindro-parabólico

Campo solar

Coletores

Receptores

Ciclo de potência

Armazenamento térmico.

Na aba de clima é determinada a localização da planta e indicado ao software a

localização do arquivo de dados.

178

Figura 75 – Modelo CSP cilindro-parabólico produtor indepente


A Figura 76 e Figura 77 apresentam as células da aba financeira. Os parâmetros

financeiros gerais dizem respeito ao período do empreendimento e as taxas de desconto

da moeda. Os impostos permitem divisão entre federais, estaduais e comerciais, como o

importante para o nosso estudo era o custo da planta, e por conseguinte, o valor total

dos impostos, foi feita a simplificação de considerar todos os impostos como federais. A

simulação considerou um único empréstimo do BNDES, conforme seção 3.6.1.1.

179

Figura 76 – Aba financeira do SAM


Na Figura 77, observa-se a determinação de um importante parâmetro de

solução da modelagem financeira, se esta é feita baseada em um preço pré-definido da

tarifa elétrica (adequado para mercados regulados por tarifação feed-in) e a taxa interna

de retorno (TIR) é resultado dos custos da planta e de sua receita ou se é calculada a

partir de uma TIR requerida pelo empreendedor (mais adequada para identificação de

quais seriam os custos nivelados de uma planta, e consequentemente o preço da

eletricidade a ser ofertado em um sistema de leilão, por exemplo).

Figura 77 – Continuação da aba financeira do SAM


180

Os dados de entrada para os custos da planta requeridos pelo sistema são

apresentados na Figura 78 e são dividos em três grandes grupos:

Custos diretos de capital;

Custos indiretos de capital;

E custos de operação e manutenção.

Sendo os custos diretos de capital são divididos em:

Preparação do terreno;

Campo solar (que incluem coletores, receptores, sistemas de rastreamento, tanto

material quanto de instalação);

Sistema de transferência de calor (instalação e equipamentos: fluido de

transferência de calor, bomba, dutos);

Sistema de armazenamento;

Sistema de backup;

Bloco de potência;

Custos adicionais;

Contingência.

E os custos indiretos de capital são separados em:

Engenharia, projeto e construção (EPC), que pode ser um valor fixo ou um

percentual dos custos diretos de capital;

Custo da terra, que também pode ser fixo ou função dos custos diretos.

Já os custos de operação e manutenção são de quatro tipos:

Custo fixo anual (em $/ano);

Custo fixo por capacidade ($/kWano);

Custo variável por energia gerada ($/MWh);

Custo do combustível fóssil ($/MMBTU).

181

Figura 78 – Custos da planta CSP cilindro-parabólico no SAM


A Figura 79 e a Figura 80 apresentam as células dos parâmetros técnicos do

campo solar. O ponto de partida para o modelador nesta seção do SAM é determinar se

o campo solar será calculado a partir do múltiplo solar e assim obter-se a área de

coletores, ou se será definida a área dos espelhos e assim obter-se o múltiplo solar.

182

Figura 79 – Aba do Campo Solar do SAM


Figura 80 – Continuação da aba do Campo Solar do SAM


Nesta seção do SAM também são definidos:

O arranjo dos coletores e bloco de potência no campo solar (Figura 81)

O fluido a ser usado como HTF e seus parâmetros de operação

Orientação do coletor

Regime de limpeza (lavagem) dos espelhos

E os loops dos coletores.

183

Figura 81 – Subseções por bloco de potência


Nas abas de coletores e receptores são escolhidos os modelos desses

equipamentos segundo biblioteca de equipamentos existentes no mercado, que podem

ser modificados ou ainda até mesmo configurado no sistema equipamentos

especificados pelo modelador. Como este estudo utilizou modelos existentes, estas

seções do SAM não são detalhadas neste tutorial.

Os parâmetros técnicos do ciclo de potência foram devidamente explicados na

seção 3.5.2.2 e são fornecidos ao SAM na aba apresentada na Figura 82 e Figura 83.

Figura 82 – Aba do ciclo de potência do SAM


184

Figura 83 – Continuação da aba do ciclo de potência do SAM


A aba de armazenamento inclui também o despacho da planta, considerando,

quando existente, a hibridização (vide Figura 84 e Figura 85). Um dos principais

parâmetros é a capacidade de armazenamento, determinada em horas, mas vale observar

que faz-se necessário especificar o fluido de armazenamento que pode ou não ser o

mesmo que o utilizado no campo solar. Caso seja o mesmo fluido, o software considera

um único circuito fechado do HTF. Caso o fluido de armazenamento difira do fluido do

CS, o SAM calcula a operação da planta considerando dois circuitos fechados de fluido

e em trocador efetuando a troca térmica entre os dois. As características do trocador e

dos circuitos não são disponíveis ao modelador, nem para reconfigurações, nem mesmo

para conhecimento do detalhamento matemático dos mesmos.

Figura 84 – Aba armazenamento (que inclui hibridização e despacho) do SAM


185

Figura 85 – Continuação da aba armazenamento (que inclui hibridização e despacho) do

SAM


Um importante recurso do SAM utilizado nesta tese foi a otimização do MS,

recurso permitido na seção de otimização que encontra-se na configuração das

simulações (“botão” circundado em vermelho na Figura 86). A seção de configuração

das simulações permite análise paramétricas, análise de sensibilidade e diferentes

otimizações. As otimização têm função objetivo de maximização ou minimização

(exemplos: maximizar a geração elétrica ou minimizar o LCOE) em função de

diferentes parâmetros. Para rodar as simulações, basta clicar no “botão” da seta verde,

circundada de vermelho na Figura 87.

186

Figura 86 – Configuração das simulações do SAM


Após preenchidos todos os parâmetros necessários, se não houver nenhuma

análise de sensibilidade, paramétrica ou otimização a ser rodada, o SAM é capaz de

rodar a operação anual da planta em poucos minutos (até 5 minutos se não houver

algum erro nos dados e dependendo da capacidade de processamento do computador).

Os principais dados de saída do modelo são apresentados em tabela no canto esquerdo

inferior do software conforme pode ser visto na Figura 87. Vários outros parâmetros

estão disponíveis, alguns podem ser obtidos mês a mês e/ou hora a hora e todos podem

ser exportados em formato CSV ou para excel.

Os dados disponíveis hora a hora foram bastante aperfeiçoados nas versões de

2012 e 2013 do SAM, mas os disponíveis na versão utilizada nesta tese foram bastante

úteis e importantes para as análises propostas.

187

Figura 87 – Dados de saída do SAM


malagueta, diego cunha. avaliação de alternativas para introdução

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